BR112014018184B1

BR112014018184B1 - Method of drilling a subsea well hole

Info

Publication number: BR112014018184B1
Application number: BR112014018184-5A
Authority: BR
Inventors: Guy F. Feasey; David Pavel; Mark A. Mitchell
Original assignee: Weatherford Technology Holdings, Llc
Priority date: 2012-01-31
Filing date: 2013-01-30
Publication date: 2022-03-22
Also published as: BR112014018184A8; AU2013215165A1; BR112014018184A2; AU2013215165B2; US9328575B2; WO2013116381A3; US20130192841A1; EP2809871B1; WO2013116381A2; EP2809871A2

Abstract

MÉTODO DE PERFURAÇÃO DE UM FURO DO POÇO SUBMARINO. A presente invenção refere-se a um método de perfuração de um furo do poço submarino que inclui perfurar o furo do poço injetando fluido de perfuração através de uma coluna tubular estendida para dentro do furo do poço a partir de uma unidade de perfuração marítima (ODU) e girar uma broca disposta no fundo da coluna tubular. O método ainda inclui, enquanto perfurando o furo do poço: misturar o fluido de içamento com os retornos de perfuração em uma taxa de fluxo proporcional à taxa de fluxo do fluido de perfuração, por meio disso formando uma mistura de retorno. O fluido de içamento tem uma densidade substancialmente menor do que a densidade do fluido de perfuração. A mistura de retorno tem uma densidade substancialmente menor do que a densidade do fluido de perfuração. O método ainda inclui, enquanto perfurando o furo do poço: medir a taxa de fluxo dos retornos ou da mistura de retorno e comparar a taxa de fluxo medida com a taxa de fluxo do fluido de perfuração para garantir o controle de uma formação sendo perfurada.METHOD OF DRILLING A SUBSEA WELL HOLE. The present invention relates to a method of drilling a subsea wellbore which includes drilling the wellbore by injecting drilling fluid through a tubular string extended into the wellbore from an offshore drilling unit (ODU). ) and turning a drill bit arranged at the bottom of the tubular column. The method further includes, while drilling the wellbore: mixing the lifting fluid with the drilling returns at a flow rate proportional to the flow rate of the drilling fluid, thereby forming a return mixture. The lifting fluid has a substantially lower density than the density of the drilling fluid. The return mixture has a density substantially less than the density of the drilling fluid. The method further includes, while drilling the wellbore: measuring the flow rate of the returns or the return mixture and comparing the measured flow rate with the flow rate of the drilling fluid to ensure control of a formation being drilled.

Description

BACKGROUND OF THE INVENTION FIELD OF THE INVENTION

[001] Modalidades da presente invenção se referem, de forma ge ral, à perfuração com pressão controlada por gradiente duplo.[001] Embodiments of the present invention generally relate to dual gradient controlled pressure drilling.

DESCRIPTION OF RELATED TECHNIQUE

[002] Nas operações de construção e completação de poços, um furo do poço é formado para acessar as formações de suporte de hidro- carboneto (por exemplo, óleo cru e/ou gás natural) pelo uso da perfura-ção. A perfuração é realizada pela utilização de uma broca que é mon-tada na extremidade de uma coluna de perfuração. Para perfurar dentro do furo do poço para uma profundidade predeterminada, a coluna de perfuração é frequentemente girada por uma cabeça injetora (“top drive”) ou mesa rotativa em uma plataforma da superfície ou sonda e/ou por um motor no fundo do poço montado para a extremidade inferior da coluna de perfuração. Depois da perfuração para uma profundidade predeterminada, a coluna de perfuração e a broca são removidas e uma seção do revestimento é abaixada dentro do furo do poço. Uma coluna anular é assim formada entre a coluna do revestimento e a formação. A coluna do revestimento fica temporariamente suspensa da superfície do poço. Uma operação de cimentação é então conduzida a fim de preencher a coluna anular com cimento. A coluna de revestimento é cimentada dentro do furo do poço pela circulação do cimento dentro da coluna anular definida entre a parede externa do revestimento e o furo. A combinação de cimento e revestimento fortalece o furo do poço e facilita o isolamento de certas áreas da formação atrás do revestimento para a produção dos hidrocarbonetos.[002] In well construction and completion operations, a well hole is formed to access hydrocarbon support formations (eg crude oil and/or natural gas) through the use of drilling. Drilling is carried out using a drill bit that is mounted on the end of a drill string. To drill into the wellbore to a predetermined depth, the drillstring is often rotated by a top drive or rotary table on a surface platform or rig and/or by a downhole mounted motor. to the lower end of the drill string. After drilling to a predetermined depth, the drill string and bit are removed and a section of casing is lowered into the wellbore. An annular column is thus formed between the casing column and the formation. The casing string is temporarily suspended from the well surface. A cementing operation is then conducted in order to fill the annular column with cement. The casing string is cemented into the well bore by circulating the cement within the annular string defined between the outer casing wall and the borehole. The combination of cement and casing strengthens the wellbore and facilitates the isolation of certain areas of the formation behind the casing for the production of hydrocarbons.

[003] As operações de perfuração marítimas em águas profundas são tipicamente executadas por uma unidade de perfuração marítima móvel (MODU), tal como um navio sonda ou um semi submersível, tendo a sonda a bordo e frequentemente faz uso de uma coluna de ascensão (“riser”) marinho e estendida entre a cabeça de poço do poço que está sendo perfurado em uma formação submarina e a MODU. A coluna de ascensão submarino é uma coluna tubular composta de uma pluralidade de seções tubulares que são conectadas em relação de extremidade com extremidade. A coluna de ascensão permite o retorno da lama de perfuração com fragmentos e cascalhos do furo que está sendo perfurado. Também, a coluna de ascensão submarino é adaptado para ser usado como um guia para abaixar o equipamento (tal como uma coluna de perfuração transportando uma broca) para dentro do furo.[003] Deepwater offshore drilling operations are typically performed by a mobile marine drilling unit (MODU), such as a drillship or semi-submersible, having the rig on board and often making use of a riser (003) marine riser) and extended between the wellhead of the well being drilled in a subsea formation and the MODU. The subsea riser is a tubular column composed of a plurality of tubular sections that are connected in end-to-end relationship. The riser allows the return of drilling mud with debris and cuttings from the hole being drilled. Also, the subsea riser is adapted to be used as a guide to lower equipment (such as a drillstring carrying a bit) into the hole.

SUMMARY OF THE INVENTION

[004] Modalidades da presente invenção se referem, de forma ge ral, à perfuração com pressão controlada por gradiente duplo. Em uma modalidade, um método de perfuração de um furo do poço submarino inclui perfurar o furo do poço injetando fluido de perfuração através de uma coluna tubular estendida para dentro do furo do poço a partir de uma unidade de perfuração marítima (ODU) e girar uma broca disposta no fundo da coluna tubular. O fluido de perfuração sai da broca e transporta os cascalhos da broca. O fluido de perfuração e os cascalhos (retornos) fluem para o fundo do mar através da coluna anular definida por uma superfície externa da coluna tubular e uma superfície interna do furo do poço. O método ainda inclui, enquanto perfurando o furo do poço: misturar o fluido de içamento com os retornos em uma taxa de fluxo proporcional à taxa de fluxo do fluido de perfuração, dessa maneira formando uma mistura de retorno. O fluido de içamento tem uma densidade substancialmente menor do que a densidade do fluido de perfuração. A mistura de retorno tem uma densidade substancialmente menor do que a densidade do fluido de perfuração. O método ainda inclui, enquanto perfurando o furo do poço: medir a taxa de fluxo dos retornos ou da mistura do retorno e comparar a taxa de fluxo medida com a taxa de fluxo do fluido de perfuração para garantir o controle de uma formação sendo perfurada.[004] Embodiments of the present invention generally relate to dual gradient controlled pressure drilling. In one embodiment, a method of drilling a subsea wellbore includes drilling the wellbore by injecting drilling fluid through a tubular string extended into the wellbore from an offshore drilling unit (ODU) and rotating a drill placed at the bottom of the tubular column. Drilling fluid leaves the bit and carries the cuttings from the bit. Drilling fluid and cuttings (returns) flow to the sea floor through the annular column defined by an outer surface of the tubular string and an inner surface of the wellbore. The method further includes, while drilling the wellbore: mixing the lifting fluid with the returns at a flow rate proportional to the flow rate of the drilling fluid, thereby forming a return mixture. The lifting fluid has a substantially lower density than the density of the drilling fluid. The return mixture has a density substantially less than the density of the drilling fluid. The method further includes, while drilling the wellbore: measuring the flow rate of the returns or the return mixture and comparing the measured flow rate with the flow rate of the drilling fluid to ensure control of a formation being drilled.

[005] Em outra modalidade, um método de perfuração de um furo do poço submarino inclui: perfurar o furo do poço injetando fluido de perfuração através de uma coluna tubular estendida para dentro do furo do poço a partir de uma unidade de perfuração marítima (ODU) e girar uma broca disposta no fundo da coluna tubular. O fluido de perfuração sai da broca e trans-porta os cascalhos da broca. O fluido de perfuração e os cascalhos (re-tornos) fluem para o fundo do mar através de uma coluna anular definida por uma superfície externa da coluna tubular e uma superfície interna do furo do poço. Os retornos fluem do fundo do mar para um conjunto de controle de pressão submarino (PCA) através de uma cabeça de poço submarina. O PCA submarino compreende um fluxímetro de massa. O método ainda inclui, enquanto perfurando o furo do poço: medir a taxa de fluxo dos retornos usando o fluxímetro de massa e comparar a taxa de fluxo medida com a taxa de fluxo do fluido de perfuração para garantir o controle de uma formação sendo perfurada.[005] In another embodiment, a method of drilling a subsea wellbore includes: drilling the wellbore by injecting drilling fluid through a tubular string extended into the wellbore from an offshore drilling unit (ODU) ) and turning a drill bit arranged at the bottom of the tubular column. Drilling fluid leaves the bit and transports the bit cuttings. Drilling fluid and cuttings (returns) flow to the seafloor through an annular column defined by an outer surface of the tubular string and an inner surface of the wellbore. Returns flow from the seafloor to a subsea pressure control assembly (PCA) via a subsea wellhead. The subsea PCA comprises a mass flowmeter. The method further includes, while drilling the wellbore: measuring the flow rate of the returns using the mass flowmeter and comparing the measured flow rate with the flow rate of the drilling fluid to ensure control of a formation being drilled.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[006] De modo que, a maneira na qual as características citadas acima da presente invenção possam ser entendidas em detalhes, uma descrição mais particular da invenção, brevemente resumida acima, pode ser obtida por referência às modalidades, algumas das quais são ilustradas nos desenhos anexos. Deve ser observado, entretanto, que os desenhos anexos ilustram somente modalidades típicas dessa invenção e, portanto, não devem ser considerados como limitando o seu escopo, pois a invenção pode admitir outras modalidades igualmente efetivas.[006] So that, in the manner in which the above-cited features of the present invention may be understood in detail, a more particular description of the invention, briefly summarized above, may be obtained by referring to the embodiments, some of which are illustrated in the drawings. attachments. It should be noted, however, that the accompanying drawings only illustrate typical embodiments of this invention and, therefore, should not be considered as limiting its scope, as the invention may admit other equally effective embodiments.

[007] As Figuras 1A a 1C ilustram um sistema de perfuração marí timo, de acordo com uma modalidade da presente invenção.[007] Figures 1A to 1C illustrate a marine drilling system, according to an embodiment of the present invention.

[008] A Figura 2A ilustra a operação de um controlador lógico pro gramável (PLC) do sistema de perfuração durante a perfuração de uma formação inferior ideal. A Figura 2B ilustra a operação do PLC durante a perfuração de uma formação inferior tendo uma região de pressão anormalmente alta. As Figuras 2C e 2D ilustram a operação do PLC durante a perfuração de uma formação inferior tendo uma região de pressão anormalmente baixa.[008] Figure 2A illustrates the operation of a programmable logic controller (PLC) of the drilling system while drilling an ideal bottom formation. Figure 2B illustrates the operation of the PLC while drilling a bottom formation having an abnormally high pressure region. Figures 2C and 2D illustrate the operation of the PLC while drilling a bottom formation having an abnormally low pressure region.

[009] A Figura 3A ilustra uma porção de um pacote de tubo ascen dente submarino superior (UMRP) de um sistema de perfuração marítimo, de acordo com outra modalidade da presente invenção. A Figura 3B ilustra um conjunto de controle de pressão (PCA) do sistema de perfuração.[009] Figure 3A illustrates a portion of an upper subsea riser tube (UMRP) package of a marine drilling system, in accordance with another embodiment of the present invention. Figure 3B illustrates a pressure control assembly (PCA) of the drilling system.

[0010] A Figura 4A ilustra uma porção de um UMRP de um sistema de perfuração marítimo, de acordo com outra modalidade da presente invenção. A Figura 4B ilustra uma porção de uma coluna de ascensão submarino concêntrico do sistema de perfuração. A Figura 4C ilustra a conexão da coluna de ascensão concêntrico no PCA.[0010] Figure 4A illustrates a portion of a UMRP of a marine drilling system, in accordance with another embodiment of the present invention. Figure 4B illustrates a portion of a concentric subsea riser of the drilling system. Figure 4C illustrates the concentric riser connection to the PCA.

[0011] A Figura 5 ilustra a seleção de uma localização de uma sa pata da coluna de ascensão interno da coluna de ascensão concêntrico.[0011] Figure 5 illustrates the selection of a location for an inner riser column shoe on the concentric riser column.

[0012] As Figuras 6A e 6B ilustram um sistema de perfuração marí timo, de acordo com outra modalidade da presente invenção. A Figura 6C ilustra um lubrificante para uso com o sistema de perfuração. A Figura 6D ilustra um PCA alternativo para uso com o sistema de perfuração.[0012] Figures 6A and 6B illustrate a marine drilling system in accordance with another embodiment of the present invention. Figure 6C illustrates a lubricant for use with the drilling system. Figure 6D illustrates an alternative PCA for use with the drilling system.

[0013] As Figuras 7A e 7B ilustram um sistema de perfuração marí timo, de acordo com outra modalidade da presente invenção.[0013] Figures 7A and 7B illustrate a marine drilling system, according to another embodiment of the present invention.

DETAILED DESCRIPTION

[0014] As Figuras 1A a 1C ilustram um sistema de perfuração marí timo 1, de acordo com uma modalidade da presente invenção. O sistema de perfuração 1 pode incluir uma MODU 1m, tal como um semi submersível, uma sonda 1r, um sistema de manipulação de fluido 1h, um sistema de transporte de fluido 1t e um conjunto de controle de pressão (PCA) 1p. A MODU 1m pode transportar a sonda 1r e o sistema de manipulação de fluido 1h a bordo e pode incluir uma piscina, através da qual as operações de perfuração são conduzidas. O semi submersível pode incluir um casco de barcaça inferior que flutua abaixo de uma superfície (linha de água) 2s do mar 2 e, portanto, é menos sujeito à ação das ondas de superfície. Colunas de estabilidade (somente uma mostrada) podem ser montadas no casco da barcaça inferior para suportar o casco superior acima da linha de água. O casco superior pode ter um ou mais conveses para transportar a sonda 1r e o sistema de manipulação de fluido 1h. A MODU 1m pode ainda ter um sistema de posicionamento dinâmico (DPS) (não mostrado) e/ou ser atracada para manter a piscina na posição sobre uma cabeça de poço submarina 50.[0014] Figures 1A to 1C illustrate a marine drilling system 1, in accordance with an embodiment of the present invention. The drilling system 1 may include a MODU 1m, such as a semi submersible, a probe 1r, a fluid handling system 1h, a fluid transport system 1t and a pressure control assembly (PCA) 1p. The MODU 1m can carry the rig 1r and the fluid handling system 1h on board and can include a pool through which drilling operations are conducted. The semi submersible may include a lower barge hull that floats below a surface (waterline) 2s from the sea 2 and is therefore less subject to surface wave action. Stability columns (only one shown) can be mounted on the lower barge hull to support the upper hull above the waterline. The upper hull may have one or more decks to carry the probe 1r and the fluid handling system 1h. The 1m MODU may also have a dynamic positioning system (DPS) (not shown) and/or be moored to hold the pool in position over a subsea wellhead 50.

[0015] Alternativamente, a MODU 1m pode ser um navio sonda. Al ternativamente, uma unidade de perfuração marítima fixa ou uma unidade de perfuração marítima flutuante não móvel pode ser usada no lugar da MODU 1m. Alternativamente, a cabeça de poço pode ficar localizada adjacente à linha de água 2s e a sonda 1r pode ficar localizada em uma plataforma adjacente à cabeça de poço. Alternativamente, um Kelly e mesa rotativa (não mostrados) podem ser usados no lugar da cabeça injetora. Alternativamente, o sistema de perfuração pode ser usado para perfurar um furo do poço subterrâneo (com base na terra) e a MODU pode ser omitida.[0015] Alternatively, the MODU 1m can be a drillship. Alternatively, a fixed marine drilling rig or a floating non-mobile marine drilling rig can be used in place of the 1m MODU. Alternatively, the wellhead may be located adjacent to the waterline 2s and the probe 1r may be located on a platform adjacent to the wellhead. Alternatively, a Kelly and rotary table (not shown) can be used in place of the injection head. Alternatively, the drilling system can be used to drill an underground (ground-based) well hole and the MODU can be omitted.

[0016] A sonda 1r pode incluir um mastro de perfuração 3 tendo um piso da sonda 4 na sua extremidade inferior tendo uma abertura corres-pondendo com a piscina. A sonda 1r pode ainda incluir uma cabeça in- jetora 5. A cabeça injetora 5 pode incluir um motor para girar 16 a coluna de perfuração 10. O motor da cabeça injetora pode ser elétrico ou hidráulico. O alojamento da cabeça injetora 5 pode ser acoplado em um trilho (não mostrado) da sonda 1r para impedir a rotação do alojamento da cabeça injetora durante a rotação da coluna de perfuração 10 e permitir o movimento vertical da cabeça injetora com uma catarina 6. O alojamento da cabeça injetora 5 pode ficar suspenso do mastro de perfuração 3 pela catarina 6. A catarina 6 pode ser suportada pelo cabo de aço 7 conectado na sua extremidade superior em um bloco de coroa- mento 8. O cabo de aço 7 pode ser trançado através de roldanas dos blocos 6, 8 e se estender para o guincho de manobras 9 para seu enrolamento, dessa forma içando ou abaixando a catarina 6 em relação ao mastro de perfuração 3. Uma válvula do Kelly pode ser conectada no eixo tubular da cabeça injetora 5. O topo da coluna de perfuração 10 pode ser conectado na válvula do Kelly, tal como por uma conexão ros- queada ou por um pegador (não mostrado), tal como uma cabeça de torque ou lança (“spear”). A sonda 1r pode ainda incluir um compensador da coluna de perfuração (não mostrado) para controlar a arfagem da MODU 1m. O compensador da coluna de perfuração pode ser dis-posto entre a catarina 6 e a cabeça injetora 5 (montada em gancho) ou entre o bloco de coroamento 8 e o mastro de perfuração 3 (montado na cabeça).[0016] The rig 1r may include a drill mast 3 having a rig floor 4 at its lower end having an opening corresponding to the pool. The probe 1r may further include an injection head 5. The injection head 5 may include a motor 16 for rotating the drill string 10. The injection head motor may be electric or hydraulic. The injection head housing 5 can be coupled to a rail (not shown) of the probe 1r to prevent rotation of the injection head housing during rotation of the drill string 10 and to allow vertical movement of the injection head with a catarina 6. The injection head housing 5 can be suspended from the drill mast 3 by the catarina 6. The catarina 6 can be supported by the wire rope 7 connected at its upper end to a capping block 8. The wire rope 7 can be braided through sheaves of blocks 6, 8 and extend to the maneuvering winch 9 for its winding, thereby lifting or lowering the catarina 6 in relation to the drill mast 3. A Kelly valve can be connected to the tubular shaft of the injection head 5. The top of drill string 10 may be connected to the Kelly valve, such as by a threaded connection or by a handle (not shown), such as a torque head or spear. The rig 1r may further include a drill string compensator (not shown) to control the pitch of the MODU 1m. The drill string compensator can be arranged between the catarina 6 and the injector head 5 (hook mounted) or between the capping block 8 and the drill mast 3 (head mounted).

[0017] O sistema de transporte de fluido 1t pode incluir a coluna de perfuração 10, um pacote da coluna de ascensão submarino superior (UMRP) 20, uma coluna de ascensão submarino 25 e uma ou mais linhas auxiliares, tal como uma linha de içamento 27 e uma linha de retorno 28. A coluna de perfuração 10 pode incluir uma composição de fundo (BHA) 10b e juntas do tubo de perfuração 10p conectados juntas, tal como por acoplamentos rosqueados. A BHA 10b pode ser conectada no tubo de perfuração 10p, tal como por uma conexão rosqueada e incluir uma broca 15 e um ou mais comandos 12 conectados nela, tal como por uma conexão rosqueada. A broca 15 pode ser girada 16 pela cabeça injetora 5 através do tubo de perfuração 10p e/ou a BHA 10b pode ainda incluir um motor de perfuração (não mostrado) para girar a broca. A BHA 10b pode ainda incluir um substituto de instrumentação (não mostrado), tal como um substituto da medição sem interromper a perfuração (MWD) e/ou perfilagem sem interromper a perfuração (LWD).[0017] The fluid transport system 1t may include the drill string 10, an upper subsea riser package (UMRP) 20, a subsea riser 25 and one or more auxiliary lines, such as a hoist line 27 and a return line 28. The drill string 10 may include a bottom composition (BHA) 10b and drill pipe gaskets 10p connected together, such as by threaded couplings. The BHA 10b may be connected to the drill pipe 10p, such as by a threaded connection, and include a bit 15 and one or more drives 12 connected thereto, such as by a threaded connection. The bit 15 may be rotated 16 by the injection head 5 through the drill pipe 10p and/or the BHA 10b may further include a drill motor (not shown) to rotate the bit. The BHA 10b may further include an instrumentation substitute (not shown), such as a non-drilling (MWD) measurement and/or non-drilling (LWD) logging substitute.

[0018] O PCA 1p pode ser conectado em uma cabeça de poço 50 localizada adjacente ao fundo 2f do mar 2. Uma coluna do revestimento condutor 51 pode ser conduzida para dentro do fundo do mar 2f. A coluna do revestimento condutor 51 pode incluir um alojamento e juntas do tubo condutor conectadas juntas, tal como por conexões rosqueadas. Depois que a coluna do revestimento condutor 51 foi ajustada, o furo do poço submarino 100 pode ser perfurado no fundo do mar 2f e uma coluna de revestimento 52 pode ser disposta dentro do furo do poço. A coluna de revestimento 52 pode incluir um alojamento da cabeça de poço e juntas de revestimento conectadas juntas, tal como por conexões rosqueadas. O alojamento da cabeça de poço pode aterrissar no alojamento do condutor durante a disposição de uma coluna de revestimento 52. A coluna de revestimento 52 pode ser cimentada 101 dentro do furo do poço 100. A coluna de revestimento 52 pode se estender para uma profundidade adjacente ao fundo de uma formação superior 104u. A formação superior 104u pode ser não produtiva e a formação inferior 104b pode ser um reservatório de suporte de hidrocarboneto. Alternativamente, a formação inferior 104b pode ser sensível do ponto de vista ambiental, tal como uma zona aquífera, ou instável. Embora mostrado como vertical, o furo do poço 100 pode incluir uma porção vertical e uma porção desviada, tal como horizontal.[0018] PCA 1p can be connected to a wellhead 50 located adjacent to seabed 2f 2f. A column of conductive casing 51 can be driven into seabed 2f. Conductive casing column 51 may include a housing and conductive tube gaskets connected together, such as by threaded connections. After the conductive casing string 51 has been fitted, the subsea well bore 100 can be drilled into the seabed 2f and a casing string 52 can be disposed within the well bore. Casing string 52 may include a wellhead housing and casing joints connected together, such as by threaded connections. The wellhead housing may land in the conductor housing during the arrangement of a casing string 52. The casing string 52 may be cemented 101 into the wellbore 100. The casing string 52 may extend to an adjacent depth. at the bottom of a higher formation 104u. Upper formation 104u may be non-productive and lower formation 104b may be a hydrocarbon support reservoir. Alternatively, the lower formation 104b may be environmentally sensitive, such as an aquifer, or unstable. Although shown as vertical, the wellbore 100 may include a vertical portion and an offset portion, such as a horizontal one.

[0019] O PCA 1p pode incluir um adaptador da cabeça de poço 40, um ou mais cruzamentos de fluxo 41u,b, um ou mais conjuntos de pre- ventores (BOPs) 42a,u,b, um dispositivo de controle rotativo (RCD) submarino 43, um pacote de tubo ascendente submarino inferior (LMRP) (somente a câmara estanque (“pod”) de controle 76 mostrada), um ou mais acumuladores (não mostrados) e um receptor (ver receptor 546 do PCA 501p na Figura 7B). O LMRP pode incluir a câmara estanque de controle 76, uma junta flexível (ver junta flexível 543 do PCA 501p na Figura 7B) e um conector (ver conector 540 do PCA 501p na Figura 7B). O adaptador da cabeça de poço 40, os cruzamentos de fluxo 41u,b, BOPs 42a,u,b, RCD 43, receptor, conector e junta flexível podem incluir, cada um, um alojamento tendo um furo longitudinal através deles e podem ser, cada um, conectados, tal como por flanges, tal que um furo contínuo é mantido através deles. O furo pode ter diâmetro contínuo livre, correspondendo com um diâmetro contínuo livre da cabeça de poço 50.[0019] The PCA 1p may include a wellhead adapter 40, one or more flow crossings 41u,b, one or more sets of preventers (BOPs) 42a,u,b, a rotary control device (RCD) ) submarine 43, a lower submarine riser (LMRP) package (only control pod 76 shown), one or more accumulators (not shown), and a receiver (see receiver 546 of PCA 501p in Figure 7B). The LMRP may include the sealed control chamber 76, a flexible joint (see flexible joint 543 of the PCA 501p in Figure 7B) and a connector (see connector 540 of the PCA 501p in Figure 7B). The wellhead adapter 40, flow crossings 41u,b, BOPs 42a,u,b, RCD 43, receiver, connector and flexible joint may each include a housing having a longitudinal hole therethrough and may be, each, connected, as by flanges, such that a continuous hole is maintained through them. The hole may have a continuous free diameter, corresponding to a continuous free diameter of the wellhead 50.

[0020] Cada um do conector e adaptador da cabeça de poço 40 pode incluir um ou mais prendedores, tal como cães, para fixação do LMRP nos BOPS 42a,u,b e o PCA 1p em um perfil externo do alojamento da cabeça de poço, respectivamente. Cada um do conector e do adaptador da cabeça de poço 40 pode ainda incluir uma manga de vedação para engatar um perfil interno do receptor respectivo e alojamento da cabeça de poço. Cada um do conector e adaptador da cabeça de poço 40b pode ficar em comunicação elétrica ou hidráulica com a câmara estanque de controle 76 e/ou ainda incluir um atuador elétrico ou hidráulico e uma interface, tal como um golpe quente, de modo que um veículo submarino remotamente operado (ROV) (não mostrado) possa operar o atuador para engatar os cães com o perfil externo.[0020] Each of the wellhead connector and adapter 40 may include one or more fasteners, such as dogs, for attaching the LMRP to the BOPS 42a,u,b and the PCA 1p to an outer profile of the wellhead housing, respectively . The wellhead connector and adapter 40 may each further include a sealing sleeve for engaging an internal profile of the respective receiver and wellhead housing. Each of the wellhead connector and adapter 40b may be in electrical or hydraulic communication with the watertight control chamber 76 and/or further include an electrical or hydraulic actuator and an interface, such as a hot strike, so that a vehicle remotely operated submarine (ROV) (not shown) can operate the actuator to engage the dogs with the external profile.

[0021] O LMRP pode receber uma extremidade inferior da coluna de ascensão 25 e conectar a coluna de ascensão no PCA 1p. A câmara estanque de controle 76 pode ficar em comunicação elétrica, hidráulica e/ou ótica com um controlador lógico programável (PLC) 75 a bordo da MODU 1m através de um umbilical 70. A câmara estanque de controle 76 pode incluir uma ou mais válvulas de controle (não mostradas) em comunicação com os BOPs 42a,u,b para sua operação. Cada válvula de controle pode incluir um atuador elétrico ou hidráulico em comunicação com o umbilical 70. O umbilical 70 pode incluir um ou mais dutos/ca- bos de controle hidráulico ou elétrico para cada atuador. Os acumuladores podem armazenar fluido hidráulico pressurizado para operar os BOPs 42a,u,b. Adicionalmente, os acumuladores podem ser usados para operar um ou mais dos outros componentes do PCA 1p. O umbilical 70 pode ainda incluir dutos/cabos de controle hidráulicos, elétricos e/ou óticos para operar as várias condições do PCA 1p. O PLC 75 pode operar o PCA 1p através do umbilical 70 e a câmara estanque de controle 76.[0021] The LMRP can take a lower end of the riser column 25 and connect the riser column to the PCA 1p. The sealed control chamber 76 may be in electrical, hydraulic and/or optical communication with a programmable logic controller (PLC) 75 on board the MODU 1m via an umbilical 70. The sealed control chamber 76 may include one or more control valves. (not shown) in communication with the BOPs 42a,u,b for their operation. Each control valve may include an electrical or hydraulic actuator in communication with the umbilical 70. The umbilical 70 may include one or more hydraulic or electrical control ducts/cables for each actuator. The accumulators can store pressurized hydraulic fluid to operate the BOPs 42a,u,b. Additionally, the accumulators can be used to operate one or more of the other components of the PCA 1p. Umbilical 70 may further include hydraulic, electrical and/or optical control ducts/cables to operate the various conditions of the PCA 1p. The PLC 75 can operate the PCA 1p through the umbilical 70 and the sealed control chamber 76.

[0022] Uma extremidade inferior de uma linha de controle de poço 44 (“kill line”) 44 pode ser conectada em um ramal do cruzamento do fluxo superior 41u e uma extremidade superior do controle de poço 44 pode ser conectada na coluna de ascensão 25 (mostrado), LMRP ou PCA acima de uma porção inferior do RCD 43. O fluido de barreira, tal como lama de alta pressão ou água do mar, pode ser mantido na coluna de ascensão 25 durante a operação de perfuração. Uma válvula de fechamento 45a pode ser disposta no controle de poço 44. Um sensor de pressão 47a pode ser conectado no controle de poço 44 entre a válvula de fechamento 45a e a coluna de ascensão 25. A linha de içamento 27 pode ser conectada em uma saída de uma bomba aspirante 30b e em um ramal do cruzamento inferior 41b. Uma válvula de contrapressão 46 pode ser disposta na linha de içamento 27. A válvula de contrapressão 46 pode ser operável para permitir o fluxo do fluido da bomba aspirante 30b para o cruzamento do fluxo superior 41u e impedir o fluxo inverso do cruzamento do fluxo inferior 41b para a bomba aspirante 30b. Uma extremidade inferior da linha de retorno 28 pode ser conectada em uma saída do RCD 43. Uma válvula de fechamento 45b pode ser disposta na linha de retorno 28. Um sensor de pressão 47b pode ser conectado na linha de içamento 28 entre a válvula de fechamento 45b e a saída do RCD.[0022] A lower end of a well control line 44 (“kill line”) 44 may be connected to an upper flow crossover branch 41u and an upper end of a well control 44 may be connected to the riser 25 (shown), LMRP or PCA above a lower portion of the RCD 43. Barrier fluid, such as high pressure mud or seawater, may be maintained in the riser 25 during the drilling operation. A shut-off valve 45a may be arranged on the well control 44. A pressure sensor 47a may be connected to the well control 44 between the shut-off valve 45a and the riser 25. The hoist line 27 may be connected to a outlet of a suction pump 30b and in a branch of the lower crossing 41b. A back pressure valve 46 may be arranged on the hoist line 27. The back pressure valve 46 may be operable to allow the flow of fluid from the suction pump 30b to the upper flow crossing 41u and to prevent reverse flow from the lower flow crossing 41b for suction pump 30b. A lower end of the return line 28 may be connected to an outlet of the RCD 43. A shut-off valve 45b may be arranged in the return line 28. A pressure sensor 47b may be connected to the lifting line 28 between the shut-off valve. 45b and the RCD output.

[0023] Um piano de válvulas auxiliar pode também conectar na linha de retorno 28 e ter um ramal conectado em um ramal de cada cruzamento de fluxo 41u,b. Válvulas de fechamento 45c,d podem ser dispostas em ramais respectivos do piano de válvulas auxiliar. Sensores de pressão 47c,d podem ser conectados nos ramais do piano de válvulas auxiliar entre válvulas de fechamento 45c,d respectivas e ramais de cruzamento de fluxo respectivos. Cada sensor de pressão 47a-d pode ficar em comunicação de dados com a câmara estanque de controle 70. As linhas 27, 28 e o umbilical 70 podem se estender entre a MODU 1m e o PCA 1p e podem ser fixados ao longo da coluna de ascensão 25 e/ou se estender separadamente dele. Cada linha 27, 28, 44 pode ser um duto de fluxo. Cada válvula de fechamento 45a-d pode ser automatizada e ter um atuador hidráulico (não mostrado) operável pela câmara estanque de controle 76 através de um duto umbilical respectivo ou os acu-muladores LMRP. Alternativamente, os atuadores de válvula podem ser elétricos ou pneumáticos. As válvulas de fechamento 45a,c,d podem ficar normalmente fechadas e a válvula de fechamento 45b pode ficar normalmente aberta (representada em tracejado) durante a operação de perfuração.[0023] An auxiliary valve piano may also connect to the return line 28 and have a branch connected to a branch of each flow crossing 41u,b. Shut-off valves 45c,d may be arranged in respective branches of the auxiliary valve plane. Pressure sensors 47c,d can be connected in branches of the auxiliary valve plane between respective shut-off valves 45c,d and respective flow crossing branches. Each pressure sensor 47a-d can be in data communication with the sealed control chamber 70. The lines 27, 28 and the umbilical 70 can extend between the MODU 1m and the PCA 1p and can be fixed along the pressure column. ascension 25 and/or extend separately from it. Each line 27, 28, 44 can be a flow duct. Each shut-off valve 45a-d may be automated and have a hydraulic actuator (not shown) operable by the sealed control chamber 76 via a respective umbilical duct or the LMRP accumulators. Alternatively, valve actuators can be electric or pneumatic. Shut-off valves 45a,c,d can be normally closed and shut-off valve 45b can be normally open (shown in dashed lines) during the drilling operation.

[0024] O RCD 43 pode incluir um alojamento, um pistão, uma ga- xeta e um conjunto de mancal. O alojamento pode ser tubular e ter uma ou mais seções conectadas juntas, tal como por conexões com flange. O conjunto de mancal pode incluir um pacote de mancal, um ou mais agentes absorvedores e uma manga detentora. O conjunto de mancal pode ser seletivamente conectado longitudinalmente e por torção no alojamento pelo engrenamento da gaxeta com a manga detentora. O alojamento pode ter orifícios hidráulicos (não mostrados) em comunicação de fluido (não mostrado) com a câmara estanque de controle 76 para a operação seletiva do pistão pela câmara estanque de controle. O pacote de mancal pode suportar os agentes absorvedores da manga detentora, tal que os agentes absorvedores podem girar em relação ao alojamento (e à manga). O pacote de mancal pode incluir um ou mais mancais radiais, um ou mais mancais axiais e um sistema lubrificante independente. O pacote de mancal pode ser disposto entre os agentes absorvedores e ser alojado dentro e conectado na manga detentora, tal como por uma conexão rosqueada e/ou prendedores.[0024] The RCD 43 may include a housing, a piston, a gasket and a bearing assembly. The housing may be tubular and have one or more sections connected together, such as by flanged connections. The bearing assembly may include a bearing pack, one or more absorbent agents and a detent sleeve. The bearing assembly can be selectively connected longitudinally and torsionally in the housing by meshing the gasket with the detent sleeve. The housing may have hydraulic holes (not shown) in fluid communication (not shown) with the sealed control chamber 76 for selective operation of the piston by the sealed control chamber. The bearing package can support the absorbent agents from the detent sleeve, such that the absorbent agents can rotate with respect to the housing (and the sleeve). The bearing package may include one or more radial bearings, one or more thrust bearings and an independent lubricating system. The bearing pack may be disposed between the absorbing agents and housed within and connected to the detent sleeve, such as by a threaded connection and/or fasteners.

[0025] Cada agente absorvedor pode incluir um bucim ou retentor e uma vedação. Cada vedação do agente absorvedor pode ser direcional e a vedação superior pode ser orientada para vedar contra o tubo de perfuração 10p em resposta à maior pressão na coluna de ascensão 25 do que no furo do poço 100 e a vedação do agente absorvedor inferior pode ser orientada para vedar contra o tubo de perfuração em resposta à maior pressão no furo do poço do que na coluna de ascensão. Cada vedação do agente absorvedor pode ter uma forma cônica para a pressão do fluido agir contra uma superfície cônica respectiva do mesmo, por meio disso gerando a pressão de vedação contra o tubo de perfuração 10p. Cada vedação do agente absorvedor pode ter um diâmetro interno ligeiramente menor do que o diâmetro do tubo do tubo de perfuração 10p para formar um ajuste de interferência entre eles. Cada ve-dação do agente absorvedor pode ser flexível o suficiente para acomodar e vedar contra acoplamentos rosqueados do tubo de perfuração 10p tendo um maior diâmetro da junta de ferramenta. O tubo de perfuração 10p pode ser recebido através de um furo do conjunto de mancal, de modo que as vedações de agente absorvedor podem engatar o tubo de perfuração. As vedações do agente absorvedor podem prover uma barreira desejada na coluna de ascensão 25 quando o tubo de perfuração 10p está estacionário ou girando.[0025] Each absorbent agent may include a gland or retainer and a seal. Each absorbent agent seal can be directional and the top seal can be oriented to seal against drill pipe 10p in response to higher pressure in riser 25 than in wellbore 100 and the lower absorbent agent seal can be oriented to seal against the drill pipe in response to higher pressure in the wellbore than in the riser. Each absorbent agent seal may be conical in shape for fluid pressure to act against a respective conical surface thereof, thereby generating seal pressure against drill pipe 10p. Each absorbing agent seal may have an inside diameter slightly smaller than the pipe diameter of the drill pipe 10p to form an interference fit between them. Each absorbent agent seal may be flexible enough to accommodate and seal against threaded couplings of drill pipe 10p having a larger tool joint diameter. The drill pipe 10p can be received through a bore in the bearing assembly so that the absorbent agent seals can engage the drill pipe. Absorbent agent seals can provide a desired barrier to riser 25 when drill pipe 10p is stationary or rotating.

[0026] Alternativamente, o RCD 243 (Figura 3A) pode ser usado no lugar do RCD 43. Alternativamente, um RCD de vedação ativa pode ser usado e o conjunto de mancal pode ser conectado de modo a não soltar do alojamento. Alternativamente, o RCD 43 pode ficar localizado no UMRP 20 e a coluna de ascensão 25 usado para conduzir uma mistura de retorno 60m para o RCD. Adicionalmente, para o RCD do UMRP, a linha de içamento 27 pode ser conectada na coluna de ascensão 25 em vários pontos ao longo dele para a localização seletiva da mistura (Figura 5). Alternativamente, o RCD 43 pode ser montado como parte da coluna de ascensão 25 em qualquer localização ao longo dele. Alterna-tivamente, ambas as vedações do agente absorvedor podem ser orientadas para vedar contra o tubo de perfuração 10p em resposta à maior pressão no furo do poço 100 do que na coluna de ascensão 25.[0026] Alternatively, the RCD 243 (Figure 3A) can be used in place of the RCD 43. Alternatively, an active sealing RCD can be used and the bearing assembly can be connected so that it does not come loose from the housing. Alternatively, the RCD 43 may be located on the UMRP 20 and the riser 25 used to drive a 60m return mixture to the RCD. Additionally, for the UMRP RCD, the hoist line 27 can be connected to the riser column 25 at various points along it for selective mixing location (Figure 5). Alternatively, the RCD 43 may be mounted as part of the riser 25 at any location along it. Alternatively, both absorbent agent seals may be oriented to seal against drill pipe 10p in response to greater pressure in wellbore 100 than riser 25.

[0027] A coluna de ascensão 25 pode se estender do PCA 1p para a MODU 1m e pode ser conectado na MODU através do UMRP 20. O UMRP 20 pode incluir um diverter 21, uma junta flexível 22, uma junta telescópica (telescópica) 23 e um tensor 24. A junta telescópica 23 pode incluir um tambor externo conectado em uma extremidade superior da coluna de ascensão 25, tal como por uma conexão com flange e um tambor interno conectado na junta flexível 22, tal como por uma conexão com flange. O tambor externo pode também ser conectado no tensor 24, tal como por um anel do tensor (não mostrado). A junta flexível 22 pode também conectar no desviador 21, tal como por uma conexão com flange. O desviador 21 pode também ser conectado no piso da sonda 4, tal como por um suporte.[0027] The riser 25 can extend from the PCA 1p to the MODU 1m and can be connected to the MODU via the UMRP 20. The UMRP 20 can include a diverter 21, a flexible joint 22, a telescopic (telescopic) joint 23 and a turnbuckle 24. The telescopic joint 23 may include an outer barrel connected to an upper end of the riser 25, such as by a flanged connection, and an inner barrel connected to the flexible joint 22, such as by a flanged connection. The outer drum may also be connected to the tensioner 24, such as by a tensioner ring (not shown). Flexible gasket 22 may also connect to derailleur 21, such as by a flanged connection. The diverter 21 can also be connected to the floor of the probe 4, such as by a bracket.

[0028] A junta telescópica 23 pode ser operável para se estender e retrair em resposta à arfagem da MODU 1m em relação a coluna de ascensão 25 enquanto o tensor 24 pode enrolar o cabo de aço em resposta à arfagem, dessa forma sustentando a coluna de ascensão 25 da MODU 1m enquanto acomodando a arfagem. As juntas flexíveis 23 po- dem acomodar o movimento horizontal e/ou rotacional (também conhecido como balanço longitudinal e balanço do navio) respectivo da MODU 1m em relação a coluna de ascensão 25 e da coluna de ascensão em relação ao PCA 1p. A coluna de ascensão 25 pode ter um ou mais módulos flutuantes (não mostrados) dispostos ao longo dele para reduzir a carga no tensor 24.[0028] The telescopic joint 23 may be operable to extend and retract in response to the pitch of the MODU 1m relative to the riser 25 while the turnbuckle 24 can wind the wire rope in response to the pitch, thereby supporting the riser column 25. ascent 25 of MODU 1m while accommodating the pitch. Flexible joints 23 can accommodate the respective horizontal and/or rotational movement (also known as longitudinal roll and ship roll) of the MODU 1m relative to the riser 25 and the riser column relative to the PCA 1p. The riser 25 may have one or more floating modules (not shown) arranged along it to reduce the load on the turnbuckle 24.

[0029] O sistema de manipulação de fluido 1h pode incluir uma ou bombas 30b,d,t, um ou mais tanques de fluido 31b,d, um separador de fluido, tal como uma centrífuga 32, um separador de sólidos, tal como uma peneira oscilante 33, um ou mais fluxímetros 34b,d,r, um ou mais sensores de pressão 35d,r, e a válvula do rrestringidor variável 36. Uma extremidade superior da linha de retorno 28 pode ser conectada na entrada da peneira oscilante 33. O sensor de pressão 35r, o “restringidor” 36 e o fluxímetro 34r podem ser montados como parte de uma porção superior da linha de retorno 28. Uma linha de transferência pode conectar uma saída de fluido da peneira oscilante 33 em uma entrada de uma bomba de transferência 30t.[0029] The fluid handling system 1h may include one or more pumps 30b,d,t, one or more fluid tanks 31b,d, a fluid separator such as a centrifuge 32, a solids separator such as a oscillating sieve 33, one or more flow meters 34b,d,r, one or more pressure sensors 35d,r, and variable restrictor valve 36. An upper end of return line 28 may be connected to the inlet of oscillating sieve 33. Pressure sensor 35r, "restrictor" 36 and flowmeter 34r may be mounted as part of an upper portion of return line 28. A transfer line may connect a fluid outlet of oscillating sieve 33 to an inlet of a pump. transfer 30t.

[0030] Cada sensor de pressão 35d,r pode ficar em comunicação de dados com o PLC 75. O sensor de pressão 35r pode ser conectado na linha de retorno 28 entre o “restringidor” 36 e a válvula de fechamento 45b e pode ser operável para monitorar a contrapressão exercida pelo “restringidor”. O sensor de pressão 35d pode ser conectado em uma saída da bomba de lama 30d e pode ser operável para monitorar a pressão do tubo bengala. O “restringidor” 36 pode ser fortificado para operar em um ambiente onde a mistura de retorno 60m pode incluir sólidos, tal como cascalhos. O “restringidor” 36 pode incluir um atuador hidráulico operado pelo PLC 75 através de uma unidade de força hidráulica (HPU) (não mostrada) para manter a contrapressão (Figura 2A) na cabeça de poço 50. Alternativamente, o atuador do “restringidor” pode ser elétrico ou pneumático.[0030] Each pressure sensor 35d,r can be in data communication with the PLC 75. The pressure sensor 35r can be connected in the return line 28 between the “restrictor” 36 and the shut-off valve 45b and can be operable to monitor the back pressure exerted by the “restrictor”. The 35d pressure sensor can be connected to an outlet of the 30d mud pump and can be operable to monitor the pressure of the cane tube. The “restrictor” 36 can be fortified to operate in an environment where the 60m return mix can include solids such as gravels. The "restrictor" 36 may include a hydraulic actuator operated by the PLC 75 via a hydraulic power unit (HPU) (not shown) to maintain back pressure (Figure 2A) at the wellhead 50. Alternatively, the "restrictor" actuator can be electric or pneumatic.

[0031] Cada fluxímetro 34b,d,r pode ser um fluxímetro de massa, tal como um fluxímetro Coriolis e pode estar em comunicação de dados com o PLC 75. O fluxímetro 34r pode ficar localizado a jusante do “res- tringidor” 36 e pode ser operável para monitorar a taxa de fluxo da mistura de retorno 60m. O fluxímetro 34b pode ser conectado entre a bomba aspirante 30b e o tanque de içamento 31b e pode ser operável para monitorar a taxa de fluxo da bomba aspirante. O fluxímetro 34d pode ser conectado entre uma bomba de lama 30d e o tanque de lama 31d e pode ser operável para monitorar a taxa de fluxo da bomba de lama.[0031] Each flowmeter 34b,d,r may be a mass flowmeter, such as a Coriolis flowmeter and may be in data communication with the PLC 75. The flowmeter 34r may be located downstream of the “restrictor” 36 and can be operable to monitor 60m return mix flow rate. Flowmeter 34b may be connected between suction pump 30b and lift tank 31b and may be operable to monitor the flow rate of the suction pump. The 34d flowmeter can be connected between a 30d slurry pump and 31d slurry tank and can be operable to monitor the slurry pump flow rate.

[0032] Alternativamente, os fluxímetros 34b,d podem ser volumétri cos ao invés de fluxímetro de massa, tal como um Venturi. Alternativamente, um contador de cursos de pistão (não mostrado) pode ser usado para monitorar a taxa de fluxo de cada bomba 30b,d, ao invés dos fluxí- metros 34b,d respectivos.[0032] Alternatively, the 34b,d flowmeters may be volumetric rather than mass flowmeters, such as a Venturi. Alternatively, a piston stroke counter (not shown) may be used to monitor the flow rate of each pump 30b,d, instead of the respective flowmeters 34b,d.

[0033] Durante a operação de perfuração, a bomba de lama 30d pode bombear o fluido de perfuração 60d do tanque de lama 31d, através do tubo bengala e uma mangueira do Kelly para a cabeça injetora 5. O fluido de perfuração 31d pode incluir um líquido de base. O líquido de base pode ser óleo de base, água, salmoura, água do mar ou uma emulsão de água/óleo. O óleo de base pode ser diesel, querosene, nafta, óleo mineral ou óleo sintético. O fluido de perfuração 60d pode ainda incluir sólidos dissolvidos e/ou suspensos no líquido de base, tais como argila organofílica, lignita e/ou asfalto, dessa maneira formando uma lama. O fluido de içamento 60b pode ser o líquido de base da lama e, assim, ter uma densidade menor ou substancialmente menor do que o fluido de perfuração 60d devido ao efeito do peso dos sólidos adicionados.[0033] During drilling operation, mud pump 30d can pump drilling fluid 60d from mud tank 31d, through cane tube and a Kelly hose to injection head 5. Drilling fluid 31d may include a base liquid. The base liquid can be base oil, water, brine, seawater or a water/oil emulsion. The base oil can be diesel, kerosene, naphtha, mineral oil or synthetic oil. Drilling fluid 60d may further include solids dissolved and/or suspended in the base liquid, such as organophilic clay, lignite and/or asphalt, thereby forming a slurry. Lifting fluid 60b may be the base liquid of the mud and thus have a lower or substantially lower density than drilling fluid 60d due to the effect of the weight of added solids.

[0034] O fluido de perfuração 60d pode fluir do tubo bengala e para dentro da coluna de perfuração 10 através da cabeça injetora 5. O fluido de perfuração 60d pode ser bombeado para baixo através da coluna de perfuração 10 e sair na broca 15, onde o fluido pode circular os casca- lhos para longe da broca e retornar os cascalhos para cima por uma coluna anular 105 formada entre uma superfície interna do revestimento 52 ou furo do poço 100 e uma superfície externa da coluna de perfuração 10. Os retornos 60r (fluido de perfuração 60d mais cascalhos) podem fluir através da coluna anular 105 para a cabeça de poço 50. A bomba aspirante 30b pode bombear o fluido de içamento 60b do tanque de içamento 31b, através da linha de içamento 27 e para dentro do PCA 1p através de um ramal do cruzamento de fluxo inferior 41b.[0034] Drilling fluid 60d can flow from the stick pipe and into the drill string 10 through the injection head 5. The drilling fluid 60d can be pumped down through the drill string 10 and out at the bit 15, where the fluid can circulate the cuttings away from the bit and return the cuttings upward through an annular column 105 formed between an inner surface of casing 52 or wellbore 100 and an outer surface of the drillstring 10. Returns 60r ( drilling fluid 60d plus cuttings) can flow through annular column 105 to wellhead 50. Suction pump 30b can pump lifting fluid 60b from lifting tank 31b, through lifting line 27 and into PCA 1p through a branch of the downflow crossing 41b.

[0035] No PCA 1p, o fluido de içamento 60b pode misturar com os retornos 60r fluindo da cabeça de poço 50, dessa maneira formando a mistura de retorno 60m. A mistura de retorno 60m pode ser desviada pelo RCD 43 para dentro da saída do RCD. A mistura de retorno 60m pode então fluir para a MODU 1m através da linha de retorno 28, através do “restringidor” 36 e fluxímetro 34r e ser processada pela peneira oscilante 33 para remover os cascalhos. A mistura de retorno 60m (menos os cascalhos) pode ser bombeada pelo fluxo da peneira oscilante 33 para a centrífuga 32 pela bomba de transferência 30t. À medida que o fluido de perfuração 60d, os retornos 60r e a mistura de retorno 60m circulam, a coluna de perfuração 10 pode ser girada pela cabeça injetora 5 e abaixada pela catarina 6, dessa maneira estendendo o furo do poço 100 para dentro da formação inferior 104b.[0035] In PCA 1p, lifting fluid 60b can mix with returns 60r flowing from wellhead 50, thereby forming the 60m return mixture. The 60m return mixture can be diverted by the RCD 43 into the RCD outlet. The return mixture 60m can then flow into the MODU 1m through the return line 28, through the “restrictor” 36 and flowmeter 34r and be processed by the oscillating screen 33 to remove the cuttings. Return mixture 60m (minus gravel) can be pumped by flow from oscillating screen 33 to centrifuge 32 by transfer pump 30t. As drilling fluid 60d, returns 60r and return mixture 60m circulate, drill string 10 can be rotated by injection head 5 and lowered by catarina 6, thereby extending wellbore 100 into the formation. bottom 104b.

[0036] A centrífuga 32 pode incluir um alojamento, um tubo de ali mentação, umanel (“bowl”), um transportador, um acionamento do anel, um acionamento do transportador, uma saída de fluido de baixa densidade (também conhecido como leve) e uma saída de fluido de alta densidade (também conhecido como pesado). O anel pode ser disposto no alojamento e giratória em relação a ele. O anel pode ter uma extremi- dade cônica com a saída de fluido pesado e uma extremidade não cônica com a saída de fluido leve. O anel pode ter um dique para bloquear o fluxo do fluido pesado através da saída de fluido leve. O dique pode ser ajustável. O transportador pode ser um transportador helicoidal para empurrar o fluido de densidade mais pesada para a extremidade cônica do anel e para fora da saída de fluido pesado. O transportador pode ter um canal formado nele para transportar a mistura de retorno 60m (menos os cascalhos removidos pela peneira oscilante 33) do tubo de alimentação para dentro de uma câmara formada entre o anel e o transportador. O transportador pode ser girado em relação ao alojamento ao redor de um eixo geométrico horizontal de rotação pelo acionamento do transportador em uma primeira velocidade e o anel pode ser girado em relação ao alojamento ao longo do mesmo eixo geométrico pelo acionamento do anel em uma segunda velocidade. A segunda velocidade pode ser maior do que a primeira velocidade.[0036] The centrifuge 32 may include a housing, a feed tube, a bowl, a conveyor, a ring drive, a conveyor drive, a low density (also known as lightweight) fluid outlet. and a high density (also known as heavy) fluid outlet. The ring can be arranged in the housing and swiveled with respect to it. The ring can have a conical end with a heavy fluid outlet and a non-conical end with a light fluid outlet. The ring may have a dam to block the flow of heavy fluid through the light fluid outlet. The dike can be adjustable. The conveyor may be a screw conveyor to push the heavier density fluid towards the tapered end of the ring and out of the heavy fluid outlet. The conveyor may have a channel formed therein to transport the 60m return mixture (minus the cuttings removed by the oscillating screen 33) from the feed tube into a chamber formed between the ring and the conveyor. The conveyor may be rotated relative to the housing around a horizontal axis of rotation by driving the conveyor at a first speed and the ring may be rotated relative to the housing along the same axis by driving the ring at a second speed. . The second speed can be higher than the first speed.

[0037] A mistura de retorno 60m pode entrar na câmera da centrí fuga 32 através do tubo de alimentação e canal do transportador e ser separada em camadas de densidade variada pelas forças centrífugas, tal que a camada do fluido pesado, tal como fluido de perfuração 60d, fica localizada radialmente para fora em relação ao eixo geométrico horizontal e a camada do fluido leve, tal como o fluido de içamento 60b, fica localizada radialmente para dentro em relação à camada do fluido pesado. O dique pode ser ajustado em uma profundidade selecionada, tal que o fluido de perfuração 60d não pode passar sobre o dique e, ao invés disso, é empurrado para a extremidade cônica do anel e através da saída de fluido pesado pelo transportador rotativo. O fluido de iça- mento 60b pode fluir sobre o dique e através da saída de fluido leve da extremidade não cônica do anel. Dessa maneira, a mistura de retorno 60m pode ser separada em seus dois componentes (restantes): o fluido de perfuração 60d e o fluido de içamento 60b. O fluido de perfuração 60d pode ser descarregado da saída de fluido pesado dentro do tanque de lama 31d e o fluido de içamento 60b pode fluir e pode ser descarregado da saída de fluido leve dentro do tanque de içamento 31b.[0037] The 60m return mixture can enter the centrifuge chamber 32 through the feed tube and conveyor channel and be separated into layers of varying density by centrifugal forces, such that the layer of heavy fluid such as drilling fluid 60d is located radially outwardly with respect to the horizontal axis and the light fluid layer, such as lifting fluid 60b, is located radially inwardly with respect to the heavy fluid layer. The dike can be set to a selected depth such that drilling fluid 60d cannot pass over the dike and is instead pushed to the tapered end of the ring and through the heavy fluid outlet by the rotating conveyor. Lifting fluid 60b can flow over the dike and through the light fluid outlet of the non-tapered end of the ring. In this way, the return mixture 60m can be separated into its two (remaining) components: the drilling fluid 60d and the lifting fluid 60b. Drilling fluid 60d can be discharged from the heavy fluid outlet inside the mud tank 31d and the lifting fluid 60b can flow and can be discharged from the light fluid outlet inside the lifting tank 31b.

[0038] Alternativamente, a centrífuga pode ser omitida e a mistura de retorno pode ser descarregada dentro de um tanque de refugo ao invés de ser reciclada. Alternativamente, a coluna de perfuração pode incluir o revestimento ao invés do tubo de perfuração e o revestimento pode ser deixado no furo do poço e cimentado no lugar ao invés de remover a coluna de perfuração para instalar uma segunda coluna de revestimento. Alternativamente, a coluna de perfuração 10 pode incluir tubulação espiralada ao invés do tubo de perfuração. Alternativamente, a coluna de ascensão 25 pode ser omitido do sistema de perfuração 1.[0038] Alternatively, the centrifuge can be omitted and the return mixture can be discharged into a waste tank rather than being recycled. Alternatively, the drillstring can include casing instead of drill pipe and the casing can be left in the wellbore and cemented in place rather than removing the drillstring to install a second casing string. Alternatively, drill string 10 may include coiled tubing in place of drill pipe. Alternatively, riser 25 can be omitted from drilling system 1.

[0039] A Figura 2A ilustra a operação do PLC 75 durante a perfura ção de uma formação inferior ideal 104b. A Figura 2B ilustra a operação do PLC 75 durante a perfuração de uma formação inferior 104b tendo uma região de pressão anormalmente alta 110p. As Figuras 2C e 2D ilustram a operação do PLC 75 durante a perfuração de uma formação inferior 104b tendo uma região de pressão anormalmente baixa 110f.[0039] Figure 2A illustrates the operation of the PLC 75 while drilling an ideal bottom formation 104b. Figure 2B illustrates the operation of the PLC 75 while drilling a bottom formation 104b having an abnormally high pressure region 110p. Figures 2C and 2D illustrate the operation of the PLC 75 while drilling a bottom formation 104b having an abnormally low pressure region 110f.

[0040] O PLC 75 pode ser programado para operar a bomba aspi rante 30b e o “restringidor” 36, de modo que uma pressão no fundo alvo (BHP) é mantida na coluna anular 105 durante a operação de perfuração. A BHP alvo pode ser selecionada para ficar dentro de uma janela de perfuração definida como maior do que ou igual a uma pressão limiar mínima, tal como pressão do poro, da formação inferior 104b e menor do que ou igual a uma pressão limiar máxima, tal como pressão de fratura, da formação inferior. Como mostrado, a pressão alvo é uma média das BHPs de poro e de fratura.[0040] The PLC 75 can be programmed to operate the suction pump 30b and the “restrictor” 36 so that a target bottom pressure (BHP) is maintained in the annular column 105 during the drilling operation. The target BHP may be selected to be within a puncture window defined as greater than or equal to a minimum threshold pressure, such as pore pressure, of the lower formation 104b and less than or equal to a maximum threshold pressure, such as as fracture pressure, from the bottom formation. As shown, the target pressure is an average of the pore and fracture BHPs.

[0041] Alternativamente, o limiar mínimo pode ser a pressão de es tabilidade e/ou o limiar máximo pode ser a pressão da resistência da formação. Alternativamente, gradientes de pressão limiar podem ser usados ao invés de pressões e os gradientes podem estar em outras profundidades ao longo da formação inferior 130b, além do fundo, tal como a profundidade do gradiente de poro máximo e a profundidade do gradiente de fratura mínimo. Alternativamente, o PLC pode ser livre para variar a BHP dentro da janela durante a operação de perfuração.[0041] Alternatively, the minimum threshold may be the stability pressure and/or the maximum threshold may be the formation resistance pressure. Alternatively, threshold pressure gradients may be used instead of pressures and the gradients may be at other depths along the bottom formation 130b, in addition to the bottom, such as the maximum pore gradient depth and the minimum fracture gradient depth. Alternatively, the PLC can be free to vary the BHP within the window during the drilling operation.

[0042] Devido ao efeito do gradiente duplo causado por uma densi dade substancialmente mais baixa (inclinação da linha da água do mar) do mar 2 relativa aos gradientes de pressão do poro e fratura (inclinações das linhas de pressão do poro e pressão de fratura, respectivamente) da formação inferior 104b, um fluido de perfuração de gradiente único seria incapaz de permanecer dentro da janela de perfuração.[0042] Due to the dual gradient effect caused by a substantially lower density (seawater line slope) of sea 2 relative to pore and fracture pressure gradients (pore pressure line slopes and fracture pressure , respectively) of the lower formation 104b, a single gradient drilling fluid would be unable to remain within the drilling window.

[0043] A densidade estática do fluido de perfuração 60d (tipica mente assumida igual aos retornos 60r; o efeito dos cascalhos tipicamente assumido como insignificante) pode corresponder com um gradiente de pressão limiar mínimo da formação inferior 104b, tal como sendo maior do que ou igual a um gradiente da pressão do poro. Uma densidade de circulação equivalente (ECD) (densidade estática mais arrasto do atrito dinâmico) do fluido de perfuração 60d pode corresponder com um gradiente de pressão limiar máximo da formação inferior 104b, tal como gradiente da pressão de fratura.[0043] The static density of the drilling fluid 60d (typically assumed equal to the returns 60r; the cuttings effect typically assumed to be negligible) may correspond with a minimum threshold pressure gradient of the lower formation 104b, such as being greater than or equal to a pore pressure gradient. An equivalent circulation density (ECD) (static density plus dynamic friction drag) of the drilling fluid 60d may correspond with a maximum threshold pressure gradient of the lower formation 104b, such as the fracture pressure gradient.

[0044] Uma estática e/ou ECD do fluido de içamento 60b pode ser menor do que, substancialmente menor do que ou igual a uma densidade da água do mar 2 (oito ponto cinquenta e seis libras por galão (PPG) ou mil e vinte e cinco quilogramas por metro cúbico (kg/m3)). O fluido de içamento 60b pode compensar o efeito do gradiente duplo criando um efeito de gradiente duplo correspondente reduzindo ou substancialmente reduzindo a densidade estática e/ou o ECD dos retornos 60r para uma densidade estática e/ou ECD da mistura de retorno 60m. A estática e/ou ECD da mistura de retorno 60m pode corresponder com a densidade da água do mar. O fluido de içamento 60b pode reduzir a densidade estática/ECD dos retornos 60r por uma razão de içamento (densidade estática/ECD da mistura de retorno 60m dividida pela densidade estática/ECD dos retornos 60r) menor do que um, tal como metade a três quartos.[0044] A static and/or ECD of lifting fluid 60b may be less than, substantially less than, or equal to a seawater density of 2 (eight point fifty-six pounds per gallon (PPG) or one thousand and twenty and five kilograms per cubic meter (kg/m3)). Lifting fluid 60b can compensate for the dual gradient effect by creating a corresponding dual gradient effect by reducing or substantially reducing the static density and/or ECD of returns 60r to a static density and/or ECD of return mix 60m. The static and/or ECD of the 60m return mix can correspond with the density of seawater. Lifting fluid 60b can reduce the static/ECD density of the 60r returns by a lifting ratio (static/ECD density of the 60m return mixture divided by the static/ECD density of the 60r returns) of less than one, such as half to three bedrooms.

[0045] Durante a operação de perfuração, o PLC 75 pode executar uma simulação em tempo real da operação de perfuração, a fim de predizer a BHP real a partir dos dados medidos, tal como pressão do tubo bengala pelo sensor 35d, a taxa de fluxo da bomba de lama pelo fluxí- metro 31d, a taxa de fluxo do fluido de içamento pelo fluxímetro 34b, a pressão da cabeça de poço pelo sensor 47b e a taxa de fluxo do fluido de retorno pelo fluxímetro 34r. O PLC 75 pode então comparar a BHP predita com a BHP alvo e ajustar o “restringidor” 36 de acordo.[0045] During the drilling operation, the PLC 75 can perform a real-time simulation of the drilling operation in order to predict the actual BHP from the measured data, such as cane tube pressure by the 35d sensor, the rate of mud pump flow through flow meter 31d, lifting fluid flow rate through flow meter 34b, wellhead pressure through sensor 47b, and return fluid flow rate through flow meter 34r. The PLC 75 can then compare the predicted BHP with the target BHP and adjust the "restrictor" 36 accordingly.

[0046] Durante a operação de perfuração, o PLC 75 pode também executar um equilíbrio de massa para monitorar um jato de gás (“kick”) ou circulação perdida. À medida que o fluido de perfuração 60d está sendo bombeado para dentro do furo do poço 100 pela bomba de lama 30d, o fluido de içamento 60b está sendo bombeado para dentro do PCA 1p pela bomba aspirante 30b e a mistura de retorno 60m está sendo recebida da linha de retorno 28, o PLC 75 pode comparar as taxas de fluxo de massa (isto é, soma das taxas de fluxo do fluido de içamento e de perfuração menos a taxa de fluxo da mistura de retorno) usando os fluxímetros 34b,d,r. O PLC 75 pode usar o equilíbrio de massa para monitorar a instabilidade da formação inferior 104b, tal como fluido de formação 106 entrando na coluna anular 105 (Figura 2B) e contaminando 61r os retornos 60r ou os retornos 60r entrando na formação 104b (Figura 2C).[0046] During the drilling operation, the PLC 75 can also perform a mass balance to monitor a gas jet (“kick”) or lost circulation. As drilling fluid 60d is being pumped into wellbore 100 by mud pump 30d, lifting fluid 60b is being pumped into PCA 1p by suction pump 30b and return mixture 60m is being received of the return line 28, the PLC 75 can compare the mass flow rates (i.e. sum of the lifting and drilling fluid flow rates minus the return mixture flow rate) using flow meters 34b,d, a. The PLC 75 can use mass balance to monitor instability of the bottom formation 104b, such as formation fluid 106 entering the annular column 105 (Figure 2B) and contaminating 61r the returns 60r or the returns 60r entering the formation 104b (Figure 2C). ).

[0047] Com a detecção da instabilidade, o PLC 75 pode adotar ação remedial, tal como apertar o “restringidor” 36 (comparar a contrapressão na Figura 2A com a mesma na Figura 2B) em resposta à detecção do fluido da formação 106 entrando na coluna anular 105 e relaxar o “res- tringidor” (comparar a contrapressão na Figura 2A com a ausência da mesma na Figura 2C) em resposta aos retornos 60r entrando na formação 104b. O PLC 75 pode ainda desviar a mistura de retorno contaminada 61m para dentro de um carretel de desgaseificação em resposta à detecção de ingresso do fluido.[0047] With the detection of instability, the PLC 75 can take remedial action, such as tightening the “restrictor” 36 (compare the back pressure in Figure 2A with the same in Figure 2B) in response to the detection of fluid from the formation 106 entering the annular column 105 and relax the “restrictor” (compare the back pressure in Figure 2A with the absence of it in Figure 2C) in response to returns 60r entering formation 104b. The PLC 75 may further divert the contaminated return mixture 61m into a degassing spool in response to detection of fluid ingress.

[0048] O carretel de desgaseificação pode incluir as válvulas de fe chamento automáticas em cada extremidade, um separador de lama e gás (MGS) 432 (Figura 2B) e um detector de gás. Uma primeira extremidade do carretel de desgaseificação pode ser conectada na linha de retorno 28 entre o fluxímetro de retornos 34r e a peneira oscilante 33 e uma segunda extremidade do carretel do desgaseificação pode ser conectada em uma entrada da peneira oscilante. O detector de gás pode incluir uma sonda tendo uma membrana para amostrar o gás da mistura de retorno 60m, um cromatógrafo de gás e um sistema transportador para entregar a amostra de gás para o cromatógrafo. O MGS 432 pode incluir uma entrada e uma saída de líquido montadas como parte do carretel de desgaseificação e uma saída de gás conectada em um queimador ou um recipiente de armazenamento de gás.[0048] The degassing spool may include automatic shut-off valves at each end, a slurry and gas separator (MGS) 432 (Figure 2B) and a gas detector. A first end of the degassing spool can be connected to the return line 28 between the returns flow meter 34r and the oscillating sieve 33 and a second end of the degassing spool can be connected to an inlet of the oscillating sieve. The gas detector may include a probe having a membrane for sampling gas from the 60m return mixture, a gas chromatograph and a conveyor system for delivering the gas sample to the chromatograph. The MGS 432 may include a liquid inlet and outlet mounted as part of the degassing spool and a gas outlet connected to a burner or a gas storage vessel.

[0049] Com referência especificamente às Figuras 2C e 2D, o rela xamento do “restringidor” 36 pelo PLC 75 tem instantaneamente (isto é, menos do que ou igual a vinte segundos) o estreitamento negociado da janela de perfuração causado pela região de baixa pressão 110f, de modo que a operação de perfuração pode continuar sem interrupção. Entretanto, para a formação inferior 104b particular mostrada, a BHP real permanece perto do limiar máximo, deixando pouca ou nenhuma margem. O PLC 75 pode então restaurar a BHP alvo para ficar no meio da janela de perfuração reduzida e pode aumentar a taxa de fluxo da bomba aspirante 30b para atingir a BHP alvo. Em contraste com a resposta instantânea da operação do “restringidor” 36, a resposta da BHP real pode ser gradual (isto é, maior do que ou igual a vinte minutos). A harmonização gradual das BHPs real e alvo pode ser inconsequente, já que a operação de perfuração pode estar em andamento. O aumento na taxa de fluxo da bomba do fluido de içamento pode ser monotônico ou gradual.[0049] With reference specifically to Figures 2C and 2D, the relaxation of the “restrictor” 36 by the PLC 75 has instantaneously (i.e., less than or equal to twenty seconds) the negotiated narrowing of the pierce window caused by the low region. pressure 110f, so the drilling operation can continue without interruption. However, for the particular lower formation 104b shown, the actual BHP remains close to the maximum threshold, leaving little or no margin. The PLC 75 can then restore the target BHP to be in the middle of the reduced drilling window and can increase the flow rate of the suction pump 30b to achieve the target BHP. In contrast to the instantaneous response of operating the “restrictor” 36, the actual BHP response may be gradual (ie, greater than or equal to twenty minutes). Gradual harmonization of actual and target BHPs may be inconsequential as the drilling operation may be in progress. The increase in lifting fluid pump flow rate can be monotonic or gradual.

[0050] Alternativamente, o PLC 75 pode aumentar a taxa de fluxo da bomba aspirante 30b enquanto apertando o “restringidor” 36 em resposta à detecção do egresso do fluido para dentro da formação inferior 104b. O aumento da taxa de fluxo pode ser monotônico ou gradual e o aperto do “restringidor” 36 pode ser monotônico ou gradual.[0050] Alternatively, the PLC 75 may increase the flow rate of the suction pump 30b while squeezing the "restrictor" 36 in response to the detection of fluid egress into the lower formation 104b. The increase in flow rate can be monotonic or gradual and the tightening of the “restrictor” 36 can be monotonic or gradual.

[0051] Uma situação análoga pode ocorrer para o cenário de in gresso de fluido da Figura 2B caso o aperto exigido do “restringidor” 36 crie uma contrapressão que excede a pressão de projeto do RCD 43 (ver Figura 5 e discussão dela abaixo). Nesse caso, o PLC 75 pode apertar o “restringidor” 36 para a pressão máxima do RCD para negociar instantaneamente a região de alta pressão 110p enquanto deixando pouca ou nenhuma margem e, então, o PLC 75 pode diminuir a taxa de fluxo da bomba aspirante para melhorar gradualmente a margem.[0051] An analogous situation can occur for the fluid ingress scenario of Figure 2B if the required tightening of the “restrictor” 36 creates a back pressure that exceeds the design pressure of the RCD 43 (see Figure 5 and discussion of it below). In this case, the PLC 75 can tighten the “restrictor” 36 to the maximum pressure of the RCD to instantly negotiate the 110p high pressure region while leaving little or no margin, and then the PLC 75 can decrease the suction pump flow rate. to gradually improve the margin.

[0052] Alternativamente, o PLC 75 pode diminuir a taxa de fluxo da bomba aspirante 30b enquanto relaxando o “restringidor” 36 em resposta à detecção do ingresso do fluido na coluna anular. A diminuição da taxa de fluxo pode ser monotônica ou gradual e o relaxamento do “restringidor” pode ser monotônico ou gradual. Alternativamente, a pressão de projeto da coluna de ascensão 25 pode ser menor do que a pressão de projeto do RCD, tal que a coluna de ascensão é o ponto fraco no sistema de perfuração 1. Alternativamente, a formação inferior 104b pode ser perfurada desequilibrada a menor e algum ingresso pode ser tolerado.[0052] Alternatively, the PLC 75 may decrease the flow rate of the suction pump 30b while relaxing the "restrictor" 36 in response to detection of fluid ingress into the annular column. The decrease in flow rate can be monotonic or gradual and the relaxation of the “restrictor” can be monotonic or gradual. Alternatively, the design pressure of the riser 25 may be less than the design pressure of the RCD, such that the riser is the weak point in the drilling system 1. Alternatively, the lower formation 104b may be drilled unbalanced to minor and some ingress may be tolerated.

[0053] Alternativamente, o PLC 75 pode incluir outros fatores no equilíbrio de massa, tal como deslocamento da coluna de perfuração 10 e/ou remoção dos cascalhos. O PLC 75 pode calcular a taxa de penetração (ROP) da broca 15 estando em comunicação com o guincho de manobras 9 e/ou a partir de um cálculo de tubo ou um fluxímetro de massa pode ser adicionado na calha dos cascalhos da peneira oscilante 33 e o PLC 75 pode medir diretamente a taxa de massa dos cascalhos. Adicionalmente, o PLC 75 pode monitorar outras questões de instabilidade, tal como a prisão diferencial e/ou colapso do furo do poço 100 estando em comunicação de dados com a cabeça injetora 5 para receber o torque exercido pela cabeça injetora e/ou velocidade angular do eixo tubular.[0053] Alternatively, the PLC 75 can include other factors in the mass balance, such as displacement of the drill string 10 and/or removal of cuttings. The PLC 75 can calculate the penetration rate (ROP) of the drill bit 15 being in communication with the shunting winch 9 and/or from a pipe calculation or a mass flowmeter can be added in the gravel chute of the oscillating screen 33 and the PLC 75 can directly measure the mass ratio of cuttings. Additionally, the PLC 75 can monitor other instability issues, such as differential arrest and/or collapse of the wellbore 100 being in data communication with the injection head 5 to receive the torque exerted by the injection head and/or the angular velocity of the tubular shaft.

[0054] Caso o ajuste do “restringidor” 36 não consiga restaurar o controle da pressão do furo do poço, o PLC 75 pode adotar uma ação de emergência, tal como suspender a perfuração (rotação da coluna de perfuração, bombas de lama e içamento), fechar o BOP anular 42a e abrir a válvula de alta pressão 45a em resposta ao ingresso do fluido ou parar a perfuração (rotação da coluna de perfuração e bomba de lama), fechar o BOP anular e manter ou aumentar o bombeamento do fluido de içamento em resposta ao egresso do fluido.[0054] If the “restrictor” 36 adjustment fails to restore wellbore pressure control, the PLC 75 can take an emergency action, such as suspending drilling (drill string rotation, mud pumps and lifting ), close annular BOP 42a and open high pressure valve 45a in response to fluid ingress or stop drilling (drill string and mud pump rotation), close annular BOP and maintain or increase pumping fluid from lifting in response to fluid egress.

[0055] A Figura 3A ilustra uma porção de um UMRP 220 de um sis tema de perfuração marítimo 201, de acordo com outra modalidade da presente invenção. A Figura 3B ilustra um PCA 201p do sistema de perfuração 201. O sistema de perfuração 201 pode incluir a MODU 1m, a sonda 1r, o sistema de manipulação do fluido 1h, um sistema de transporte de fluido 201t e um PCA 201p. O PCA 201p pode ser similar ao PCA 1p, exceto que o RCD 43 e o controle de poço 44 (e componentes associados) foram omitidos. O sistema de transporte de fluido 201t pode ser similar ao sistema de transporte de fluido 1, exceto pela adição de um RCD 243 no UMRP 220, conexão de uma extremidade inferior da linha de içamento 27 em uma entrada do RCD 243, ao invés de no cruzamento de fluxo inferior 41b e a adição de um ou mais sensores de pressão 247a,b.[0055] Figure 3A illustrates a portion of a UMRP 220 of a marine drilling system 201, in accordance with another embodiment of the present invention. Figure 3B illustrates a PCA 201p of the drilling system 201. The drilling system 201 may include the MODU 1m, the probe 1r, the fluid handling system 1h, a fluid transport system 201t and a PCA 201p. PCA 201p may be similar to PCA 1p, except RCD 43 and well control 44 (and associated components) have been omitted. The fluid transport system 201t can be similar to the fluid transport system 1, except the addition of an RCD 243 to the UMRP 220, connecting a lower end of the hoist line 27 to an inlet of the RCD 243, rather than the underflow crossover 41b and the addition of one or more pressure sensors 247a,b.

[0056] O RCD 243 pode ser similar ao RCD 43, exceto pela cone xão do conjunto de mancal no alojamento usando um fecho ao invés de uma gaxeta e orientação de ambas as vedações do agente absorvedor para vedar contra o tubo de perfuração 10p em resposta à maior pressão na coluna de ascensão 25 do que no UMRP 220 (seus componentes acima do RCD). O alojamento do RCD pode ser conectado na extremidade superior da coluna de ascensão 25 e uma extremidade inferior da junta telescópica 23. O alojamento do RCD pode também ser submerso adjacente à linha de água 2s. O sensor de pressão 247a pode ser conectado na linha de içamento 27 entre a válvula de contrapressão 46 e a entrada do RCD e o sensor de pressão 247b pode ser conectado na seção do alojamento superior do RCD 243 acima do conjunto de mancal. Os sensores de pressão 247a,b podem ficar em comunicação de dados com o PLC 75 e o pistão do fecho do RCD pode ficar em comunicação de fluido com o HPU do PLC 75 através de uma interface do RCD e umbilical do RCD 270.[0056] The RCD 243 may be similar to the RCD 43, except that the bearing assembly is connected to the housing using a closure instead of a gasket and orientation of both absorbent agent seals to seal against drill pipe 10p in response to greater pressure in riser 25 than in UMRP 220 (its components above the RCD). The RCD housing can be connected to an upper end of the riser 25 and a lower end of the telescopic joint 23. The RCD housing can also be submerged adjacent to the waterline 2s. Pressure sensor 247a can be connected to lift line 27 between back pressure valve 46 and the RCD inlet and pressure sensor 247b can be connected to the upper housing section of RCD 243 above the bearing assembly. Pressure sensors 247a,b can be in data communication with the PLC 75 and the RCD lock piston can be in fluid communication with the HPU of the PLC 75 through an interface of the RCD and umbilical of the RCD 270.

[0057] Alternativamente, o RCD 243 pode ficar localizado acima da linha de água 2s e/ou ao longo do UMRP 220 em qualquer outra localização além de sua extremidade inferior. Alternativamente, o RCD 243 pode ficar localizado em uma extremidade superior do UMRP 220 e a junta telescópica 23 e suporte conectando o UMRP na sonda podem ser omitidos ou a junta telescópica pode ficar travada ao invés de ser omitida.[0057] Alternatively, the RCD 243 may be located above the waterline 2s and/or along the UMRP 220 at any location other than its lower end. Alternatively, the RCD 243 may be located at an upper end of the UMRP 220 and the telescopic joint 23 and bracket connecting the UMRP to the probe may be omitted or the telescopic joint may be locked rather than omitted.

[0058] A operação de perfuração conduzida usando o sistema de perfuração 201 pode ser similar a essa conduzida usando o sistema de perfuração 1, exceto pela trajetória de fluxo do fluido de içamento 60b. O fluido de içamento 60b pode ser injetado no topo da coluna de ascensão 25 através da entrada do RCD e fluir para baixo da coluna de ascensão até que o fluido de içamento colide 260 com os retornos 60r fluindo para cima do furo do poço 100, dessa maneira formando a mistura de retorno 60m. Caso a formação inferior 104b introduza o gás 106, o fluxo descendente do fluido de içamento 60b pode desencorajar a separação do gás dos retornos contaminados 61r e a flutuação para cima além da zona de colisão 260 para dentro da coluna de ascensão 25 e ao invés disso encorajar o gás a fluir para dentro da saída do cruzamento do fluxo superior 41u como parte da mistura de retorno contaminada 61m.[0058] The drilling operation conducted using the drilling system 201 may be similar to that conducted using the drilling system 1, except for the flow path of the lifting fluid 60b. Lifting fluid 60b may be injected into the top of riser 25 through the RCD inlet and flow down the riser column until lifting fluid impinges 260 with returns 60r flowing upwards of wellbore 100, thereby way forming the 60m return mix. If bottom formation 104b introduces gas 106, downward flow of lifting fluid 60b may discourage gas separation from contaminated returns 61r and upward flotation beyond collision zone 260 into riser 25 and instead encouraging gas to flow into the top flow crossover outlet 41u as part of the contaminated return mixture 61m.

[0059] Alternativamente, o fluido de içamento 60b pode ser injetado no PCA 201p e a mistura de retorno 60m pode fluir para cima da coluna de ascensão 25 e ser desviada de uma saída do RCD 243. Adicionalmente, para essa alternativa, a linha de içamento 27 pode ser conectada na coluna de ascensão 25 em vários pontos ao longo dele para a localização seletiva da mistura (Figura 5).[0059] Alternatively, lifting fluid 60b can be injected into PCA 201p and return mixture 60m can flow up riser column 25 and be diverted from an outlet of RCD 243. Additionally, for this alternative, the lift line Hoist 27 can be connected to riser 25 at various points along it for selective mixing (Figure 5).

[0060] A Figura 4A ilustra uma porção de um UMRP 320 de um sis tema de perfuração marítimo 301, de acordo com outra modalidade da presente invenção. A Figura 4B ilustra uma porção de uma coluna de ascensão submarino concêntrico 325 do sistema de perfuração 301. A Figura 4C ilustra a conexão da coluna de ascensão concêntrico 325 no PCA 201p.[0060] Figure 4A illustrates a portion of a UMRP 320 of a marine drilling system 301, in accordance with another embodiment of the present invention. Figure 4B illustrates a portion of a concentric subsea riser 325 of the drilling system 301. Figure 4C illustrates the connection of the concentric riser 325 to the PCA 201p.

[0061] O sistema de perfuração 301 pode incluir a MODU 1m, a sonda 1r, o sistema de manipulação de fluido 1h, um sistema de transporte de fluido 301t e o PCA 201p. O sistema de transporte de fluido 301t pode incluir a coluna de perfuração 10, o UMRP 320, a coluna de ascensão concêntrico 325, a linha de içamento 27 e a linha de retorno 28. O UMRP 320 pode incluir um desviador (não mostrado, ver 21), uma junta flexível (não mostrada, ver 22), a junta telescópica 23, o tensor (externo) 24, o RCD 243, um tensor interno 324, uma cabeça de vedação 342, um cruzamento de fluxo 341 e um compensador da coluna de ascensão 380. Os componentes do UMRP podem ser conectados juntos, tal como por conexões com flange.[0061] The drilling system 301 may include the MODU 1m, the rig 1r, the fluid handling system 1h, a fluid transport system 301t and the PCA 201p. The fluid transport system 301t may include the drill string 10, the UMRP 320, the concentric riser 325, the hoist line 27 and the return line 28. The UMRP 320 may include a diverter (not shown, see 21), a flexible joint (not shown, see 22), the telescopic joint 23, the (external) turnbuckle 24, the RCD 243, an internal turnbuckle 324, a sealing head 342, a flow crossover 341 and a riser column 380. UMRP components can be connected together, such as by flanged connections.

[0062] A coluna de ascensão concêntrico 325 pode incluir uma co luna da coluna de ascensão interna 326 disposta de forma concêntrica dentro de uma coluna da coluna de ascensão externa 327, tal que a coluna anular externa 305o é definida entre as colunas da coluna de ascensão. A coluna de perfuração 10 pode se estender através da coluna da coluna de ascensão interna 326, tal que a coluna anular interna 305i é definida entre a coluna de perfuração e a coluna da coluna de ascensão interna. A coluna da coluna de ascensão interna 326 pode incluir um suspensor 326h, um pistão 326p, juntas do tubo da coluna de ascensão 326r conectadas juntos, tal como por conexões rosqueadas e uma sapata 326s. O pistão 326p e a sapata 326s podem ser conectados, cada um, em uma extremidade respectiva do tubo da coluna de ascensão interno 326r, tal como por uma conexão rosqueada. A coluna da coluna de ascensão externa 327 pode incluir conectores de extremidade, juntas do tubo da coluna de ascensão 327r conectadas juntas, tal como por conexões rosqueadas e uma ou mais âncoras 327a-c. Cada conector de extremidade pode ser um flange conectado na extremidade respectiva do tubo da coluna de ascensão externo, tal como por uma conexão rosqueada. Cada âncora 327a-c pode ser interligada com o tubo da coluna de ascensão externo 327p, tal como por uma conexão rosqueada. As âncoras 327a-c podem ser espaçadas ao longo de pelo menos uma porção da coluna da coluna de ascensão externa 327, tal como ao longo de uma porção média e inferior dela (isto é, dois terços inferiores).[0062] The concentric riser column 325 may include an inner riser column 326 concentrically arranged within an outer riser column 327 such that the outer annular column 305o is defined between the columns of the outer riser column 327. rise. The drillstring 10 may extend through the inward riser column 326, such that the inner annular column 305i is defined between the drillstring and the inward riser column. The internal riser column 326 may include a hanger 326h, a piston 326p, riser tube joints 326r connected together, such as by threaded connections, and a shoe 326s. Piston 326p and shoe 326s may each be connected to a respective end of the inner riser tube 326r, such as by a threaded connection. The external riser column 327 may include end connectors, riser tube joints 327r connected together, such as by threaded connections, and one or more anchors 327a-c. Each end connector may be a flange connected to the respective end of the outer riser tube, such as by a threaded connection. Each anchor 327a-c may be interconnected with the outer riser tube 327p, such as by a threaded connection. Anchors 327a-c may be spaced along at least a portion of the outer riser column 327, such as along a middle and lower portion thereof (i.e., lower two-thirds).

[0063] A sapata da coluna de ascensão interno 326s pode incluir um corpo anular transportando um ou mais detentores, tal como blocos de arrasto (somente um mostrado) e um vedador (“packer”). Os blocos de arrasto podem ser carregados por mola e adaptados para engatar um perfil do detentor, tal como uma ranhura, formado em uma superfície interna de cada âncora 327a-c. Cada âncora 327a-c pode incluir um alojamento e um fecho. O vedador da sapata pode incluir um anel do atuador disposto em um recesso formado na superfície externa da sapata da coluna de ascensão interno. O anel do atuador pode ser um elemento de duas partes tendo uma ranhura formada em uma superfície externa dele operável para receber um ou mais prendedores, tal como cães (somente um mostrado), de cada fecho de âncora. O engate dos blocos de arrasto com a ranhura do localizador de âncora respectiva pode ocorrer quando o anel do atuador e os cães do fecho de âncora respectivos são alinhados. Cada cão do fecho de âncora pode ser empurrado para dentro da ranhura do atuador por uma cunha de um atua- dor de âncora respectivo. Cada atuador de âncora pode ainda incluir um conjunto de pistão e cilindro hidraulicamente operado. Cada cunha da âncora pode ser conectada em um pistão do conjunto por uma biela. O engate dos cães de âncora respectivos com o anel do atuador pode conectar longitudinalmente a sapata da coluna de ascensão interno 326s e a âncora 327a-c respectiva.[0063] The inner riser shoe 326s may include an annular body carrying one or more detents, such as drag blocks (only one shown) and a packer. The drag blocks may be spring loaded and adapted to engage a detent profile, such as a groove, formed on an inner surface of each anchor 327a-c. Each anchor 327a-c may include a housing and a lock. The shoe seal may include an actuator ring disposed in a recess formed in the outer surface of the inboard riser shoe. The actuator ring may be a two-part member having a groove formed in an outer surface thereof operable to receive one or more fasteners, such as dogs (only one shown), of each anchor lock. Engagement of the drag blocks with the respective anchor locator groove can occur when the actuator ring and respective anchor lock dogs are aligned. Each anchor lock hammer can be pushed into the actuator slot by a wedge of a respective anchor actuator. Each anchor actuator may further include a hydraulically operated piston and cylinder assembly. Each anchor wedge can be connected to a piston in the assembly by a connecting rod. The engagement of the respective anchor dogs with the actuator ring can longitudinally connect the inner riser shoe 326s and the respective anchor 327a-c.

[0064] O vedador da sapata da coluna de ascensão pode ainda in cluir um conjunto de vedação tendo uma gaxeta montada por anéis de apoio e disposta no recesso do corpo da sapata. O conjunto de vedação e o anel do atuador podem interagir, tal que quando os cães da âncora respectiva estão em uma posição de travamento com a ranhura do anel do atuador da sapata, a gaxeta da sapata será longitudinalmente comprimida pela ação dos cães separando os elementos do anel do atuador. A expansão radial da gaxeta da sapata pode resultar da sua compressão e a gaxeta expandida pode vedar contra uma superfície interna de um alojamento da âncora 327a-c respectiva. Cada alojamento da âncora pode ter uma ranhura rasa formada em uma superfície interna dela para receber a gaxeta da sapata.[0064] The riser shoe seal may further include a seal assembly having a gasket mounted by backup rings and disposed in the recess of the shoe body. The seal assembly and actuator ring can interact, such that when the respective anchor dogs are in a locking position with the shoe actuator ring groove, the shoe gasket will be longitudinally compressed by the action of the dogs separating the elements. of the actuator ring. Radial expansion of the shoe gasket can result from its compression and the expanded gasket can seal against an inner surface of a respective anchor housing 327a-c. Each anchor housing may have a shallow groove formed in an inner surface thereof to receive the shoe gasket.

[0065] O corpo da sapata da coluna de ascensão pode ainda ter uma passagem de fluxo formada através dele e uma válvula de contra- pressão. A passagem de fluxo da sapata pode prover a comunicação de fluido entre a coluna anular externa 305o e a coluna anular interna 305i. A válvula de contrapressão da sapata pode ser disposta na passagem e orientada para permitir o fluxo do fluido de içamento 60b através da passagem da coluna anular externa 305o para a coluna anular interna 305i e para impedir o fluxo inverso dos retornos 60r através da passagem da coluna anular interna para a coluna anular externa.[0065] The riser shoe body may also have a flow passage formed through it and a back pressure valve. The shoe flow passage may provide fluid communication between the outer annular column 305o and the inner annular column 305i. The shoe back pressure valve may be arranged in the passage and oriented to allow the flow of lifting fluid 60b through the passage from the outer annular column 305o to the inner annular column 305i and to prevent reverse flow of the returns 60r through the column passage. inner ring to outer ring column.

[0066] O suspensor 326h pode incluir um corpo anular tendo uma porção superior transportando um primeiro vedador, uma porção de manga média e uma porção inferior transportando um segundo vedador. O tensor 324 pode incluir um alojamento tendo uma seção de perfil de fecho superior, uma seção de manga média e uma seção de fecho inferior. O segundo vedador do suspensor e o fecho inferior do tensor podem incluir componentes similares e interagir em um modo similar ao vedador da sapata da coluna de ascensão e o fecho de âncora respectivo. O primeiro vedador do suspensor pode incluir um ou mais prendedores, tal como chavetas (somente uma mostrada) e o perfil de fecho do tensor pode ser um rasgo de chaveta operável para receber as cha-vetas. O corpo do suspensor pode ter um recesso formado em uma superfície externa dele e as chavetas podem ser carregadas por mola em um anel de chaveta disposto no recesso. O primeiro vedador do suspensor pode ainda incluir uma gaxeta disposta no recesso. O engate das chavetas e dos rasgos de chaveta pode suportar longitudinalmente o anel da chaveta do tensor, tal que o movimento longitudinal contínuo do suspensor em relação ao tensor pode comprimir a primeira gaxeta do suspensor para engate com a seção do alojamento do tensor superior.[0066] Hanger 326h may include an annular body having an upper portion carrying a first seal, a middle sleeve portion, and a lower portion carrying a second seal. The turnbuckle 324 may include a housing having an upper closure profile section, a middle sleeve section, and a lower closure section. The second hanger seal and lower turnbuckle seal may include similar components and interact in a similar manner to the riser shoe seal and respective anchor fastener. The first hanger seal may include one or more fasteners such as keys (only one shown) and the turnbuckle closure profile may be a keyway operable to receive the keys. The hanger body may have a recess formed in an outer surface thereof and the keys may be spring loaded on a key ring disposed in the recess. The first hanger seal may further include a gasket disposed in the recess. The engagement of the keys and keyways may longitudinally support the turnbuckle key ring, such that continuous longitudinal movement of the hanger relative to the turnbuckle can compress the first hanger gasket into engagement with the upper turnbuckle housing section.

[0067] Uma câmara hidráulica externa pode ser formada entre a porção da manga do suspensor e a porção da manga do tensor e isolada pelos tampões expansíveis do suspensor. A porção de manga do tensor pode ter um orifício hidráulico provendo a comunicação de fluido entre a câmara externa e o umbilical do RCD 270 A manga do suspensor pode ter um orifício hidráulico provendo a comunicação de fluido entre a câmara hidráulica externa e uma câmara hidráulica interna variável. A câmara interna pode ser formada entre o tubo da coluna de ascensão interno 326r e a porção da manga do suspensor e isolada pelo pistão 326p e uma ou mais vedações transportadas pela porção inferior do corpo do suspensor. Para considerar as mudanças no comprimento da coluna de ascensão interno 326 em relação aa coluna de ascensão externo 327 devido às variações na temperatura, pressão e/ou carregamento, a coluna de ascensão interno pode ser tracionado controlando o abastecimento do fluido hidráulico para as câmaras hidráulicas. O fluido hidráulico pode exercer uma força ascendente contra o pistão 326p, dessa maneira tracionando a coluna de ascensão interno 326.[0067] An external hydraulic chamber may be formed between the sleeve portion of the hanger and the sleeve portion of the turnbuckle and isolated by the expandable plugs of the hanger. The sleeve portion of the tensioner may have a hydraulic orifice providing fluid communication between the outer chamber and the umbilical of the RCD 270 The hanger sleeve may have a hydraulic orifice providing fluid communication between the outer hydraulic chamber and an inner hydraulic chamber variable. The inner chamber may be formed between the inner riser tube 326r and the sleeve portion of the hoist and isolated by the piston 326p and one or more seals carried by the lower portion of the hoist body. To account for changes in the length of the inner riser 326 relative to the outer riser 327 due to variations in temperature, pressure and/or loading, the inner riser may be pulled by controlling the supply of hydraulic fluid to the hydraulic chambers. . Hydraulic fluid can exert an upward force against piston 326p, thereby pulling inward riser 326.

[0068] O compensador da coluna de ascensão 380 pode ser utili zado para impedir que o deslocamento do fluido causado pela operação do tensor 324 afete o fluxímetro 34r da mistura. O compensador da coluna de ascensão 380 pode incluir um acumulador 381, uma fonte de gás 382, um regulador de pressão 383, uma linha de fluxo 384, uma ou mais válvulas de fechamento 385, 388 e o sensor de pressão 247a.[0068] The riser compensator 380 may be used to prevent fluid displacement caused by the operation of the turnbuckle 324 from affecting the mixture flowmeter 34r. The riser compensator 380 may include an accumulator 381, a gas source 382, a pressure regulator 383, a flow line 384, one or more shutoff valves 385, 388, and the pressure sensor 247a.

[0069] A válvula de fechamento 385 pode ser automática e ter um atuador hidráulico (não mostrado) operável pelo PLC 75 através da co-municação de fluido com a HPU. A válvula de fechamento 385 pode ser conectada em um orifício do RCD 243 e a linha de fluxo 384. A linha de fluxo 384 pode ser um duto flexível, tal como mangueira, e pode também ser conectada no acumulador 381 através de um T de fluxo. O acumulador 381 pode armazenar somente um volume do gás comprimido, tal como nitrogênio. Alternativamente, o acumulador pode armazenar ambos líquido e gás e pode incluir uma divisão, tal como uma bexiga ou pistão, para separar o líquido e o gás. Uma interface de líquido e gás 387 pode ficar na linha de fluxo 384. A válvula de fechamento 388 pode ser disposta em uma linha de ventilação do acumulador 381. O regulador de pressão 383 pode ser conectado na linha de fluxo 384 através de um ramal do T. O regulador de pressão 383 pode ser automático e ter um ajustador operável pelo PLC 75 através da comunicação de fluido com a HPU ou a comunicação elétrica com o PLC. Uma pressão estabelecida do regulador 383 pode corresponder com a pressão estabelecida do “restringidor” 36 e ambas as pressões estabelecidas podem ser ajustadas em sucessão. A fonte de gás 382 pode também ser conectada no regulador de pressão 383.[0069] Shut-off valve 385 may be automatic and have a hydraulic actuator (not shown) operable by the PLC 75 through fluid communication with the HPU. Shut-off valve 385 may be connected to an orifice of RCD 243 and flow line 384. Flow line 384 may be flexible duct, such as a hose, and may also be connected to accumulator 381 through a flow tee. . The 381 accumulator can only store a volume of compressed gas, such as nitrogen. Alternatively, the accumulator may store both liquid and gas and may include a partition, such as a bladder or piston, to separate the liquid and gas. A liquid and gas interface 387 may be in flow line 384. Shut-off valve 388 may be arranged in a vent line of accumulator 381. Pressure regulator 383 may be connected to flow line 384 through a branch of the accumulator. T. Pressure regulator 383 can be automatic and have an adjuster operable by the PLC 75 through fluid communication with the HPU or electrical communication with the PLC. A set pressure of regulator 383 can correspond with set pressure of "restrictor" 36 and both set pressures can be adjusted in succession. Gas source 382 may also be connected to pressure regulator 383.

[0070] O compensador da coluna de ascensão 380 pode ser ativado abrindo a válvula de fechamento 385. Durante a expansão da coluna de ascensão interno 326, o volume do fluido deslocado pelo movimento ascendente pode fluir através da válvula de fechamento 385 para dentro da linha de fluxo 384, mover a interface do líquido e gás 387 para o acumulador 381 e acomodar o movimento ascendente. A interface 387 pode ou não se mover para dentro do acumulador 381. Durante a contração da coluna de ascensão interno 326, a interface 387 pode se mover ao longo da linha de fluxo 384 para longe do acumulador 381, dessa forma substituindo o volume do fluido movido por ele. Alternativamente, o compensador da coluna de ascensão pode ser omitido e o PLC 75 pode ajustar a medição pelo fluxímetro da mistura 34r com base no fluxo do fluido hidráulico para o tensor 324.[0070] Rise column compensator 380 can be activated by opening shut-off valve 385. During expansion of internal riser 326, the volume of fluid displaced by upward motion can flow through shut-off valve 385 into the line. flow valve 384, move the liquid and gas interface 387 to the accumulator 381 and accommodate the upward movement. Interface 387 may or may not move into accumulator 381. During contraction of internal riser 326, interface 387 may move along flow line 384 away from accumulator 381, thereby replacing fluid volume moved by him. Alternatively, the riser compensator can be omitted and the PLC 75 can adjust the metering by the mixture flowmeter 34r based on the flow of hydraulic fluid to the tensioner 324.

[0071] A linha de içamento 27 pode ser conectada em um ramal do cruzamento de fluxo 341. Um sensor de pressão 347 pode ser conectado na linha de içamento 27 entre a válvula de contrapressão 46 e o cruzamento de fluxo 341. O cruzamento de fluxo 341 pode prover a co-municação de fluido entre a linha de içamento 27 e a coluna anular externa 305o. O sensor de pressão 347 pode ficar em comunicação de dados com o PLC 75. O cruzamento de fluxo 341 pode ser conectado no conector da extremidade superior da coluna de ascensão externo 327. A cabeça de vedação 342 pode ser conectada no cruzamento de fluxo 341. A cabeça de vedação 342 pode ser um BOP anular incluindo um alojamento, uma gaxeta e um pistão. O alojamento pode ter um ou mais orifícios hidráulicos provendo a comunicação de fluido entre a HPU do PLC e as câmaras hidráulicas respectivas formadas entre o pistão e o alojamento. O pistão pode ser operado para comprimir longitudinalmente a gaxeta para engate radial contra uma superfície externa do tubo da coluna de ascensão interno, dessa forma isolando o topo da coluna anular externa 305o.[0071] Lifting line 27 may be connected to a branch of flow crossing 341. A pressure sensor 347 may be connected to lifting line 27 between back pressure valve 46 and flow crossing 341. The flow crossing 341 can provide fluid communication between the hoist line 27 and the outer annular column 305o. Pressure sensor 347 can be in data communication with PLC 75. Flow crossover 341 can be connected to the upper end connector of external riser 327. Seal head 342 can be connected to flow crossover 341. The sealing head 342 may be an annular BOP including a housing, a gasket and a piston. The housing may have one or more hydraulic holes providing fluid communication between the HPU of the PLC and the respective hydraulic chambers formed between the piston and housing. The piston is operable to longitudinally compress the gasket for radial engagement against an outer surface of the inner riser tube, thereby isolating the top of the outer annular column 305o.

[0072] A operação de perfuração conduzida usando o sistema de perfuração 301 pode ser similar a essa conduzida usando o sistema de perfuração 1, exceto pelas trajetórias de fluxo do fluido de içamento 60b e a mistura de retorno 60m. O fluido de içamento 60b pode ser injetado no topo da coluna anular externa 305o através do cruzamento de fluxo 341 e fluir para baixo na coluna anular externa. O fluido de içamento 60b pode continuar para dentro da passagem da sapata da coluna de ascensão interno e através da válvula de contrapressão e pode misturar com os retornos 60r no fundo da coluna anular interna 305i, dessa maneira formando a mistura de retorno 60m. A mistura de retorno 60m pode fluir para cima na coluna anular interna 305i para o UMRP 320. A mistura de retorno 60m pode continuar através do UMRP 320 até alcançar o RCD 243. O RCD 243 pode desviar a mistura de retorno 60m para dentro da sua saída e para dentro da linha de retorno 28 conectada a ele.[0072] The drilling operation conducted using the drilling system 301 may be similar to that conducted using the drilling system 1, except for the flow paths of the lifting fluid 60b and the return mixture 60m. Lifting fluid 60b may be injected into the top of the outer annular column 305o through the flow crossing 341 and flow down the outer annular column. Lifting fluid 60b may continue into the inner riser shoe passage and through the back pressure valve and may mix with returns 60r at the bottom of inner annular column 305i, thereby forming the return mixture 60m. The 60m return mixture can flow up the inner annular column 305i to the UMRP 320. The 60m return mixture can continue through the UMRP 320 until it reaches the RCD 243. The RCD 243 can divert the return mixture 60m into its output and into the return line 28 connected to it.

[0073] A Figura 5 ilustra a seleção de uma localização da sapata da coluna de ascensão interno 326s. A formação inferior 104b pode ter uma janela de perfuração estreita. A tentativa de perfurar a formação inferior 104b usando a sapata da coluna de ascensão interno 326s conectada na âncora inferior 327c (ilustrada pela linha tracejada) exigiria que a contrapressão excedesse a pressão de projeto do RCD (também conhecida como máxima). A conexão da sapata da coluna de ascensão interno 326s na âncora superior 327a reduz a contrapressão exigida devido à maior pressão hidrostática exercida pelo comprimento maior da coluna de retornos (linha sólida) antes da redução da densidade pelo fluido de içamento 60b. A redução na contrapressão exigida permite a perfuração da formação inferior 104b dentro da capacidade do RCD 243. A seleção da localização da sapata e a instalação da coluna de ascensão interno 326 podem ocorrer antes do começo da operação de perfuração.[0073] Figure 5 illustrates the selection of a shoe location for the inner riser 326s. Bottom formation 104b may have a narrow puncture window. Attempting to pierce the lower formation 104b using the inboard riser shoe 326s connected to the lower anchor 327c (illustrated by the dashed line) would require the back pressure to exceed the RCD design pressure (also known as the maximum). Connecting the inner riser shoe 326s to the upper anchor 327a reduces the required back pressure due to the increased hydrostatic pressure exerted by the longer length of the return column (solid line) before the density reduction by the lifting fluid 60b. The reduction in required back pressure allows drilling of the bottom formation 104b within the capability of the RCD 243. Selection of shoe location and installation of internal riser 326 can occur prior to commencement of the drilling operation.

[0074] Caso a formação inferior 104b introduza o gás 106, a pre sença da coluna de ascensão interno 326 em pelo menos a porção superior da coluna de ascensão externo 327 pode servir para aumentar a taxação da pressão da coluna de ascensão concêntrico 325 devido ao diâmetro reduzido da coluna de ascensão interno. A espessura da parede da coluna de ascensão interno pode também ser aumentada em relação aa coluna de ascensão externo. Adicionalmente, a coluna anular interna 305i pode também servir como uma passagem estrangulada para limitar o fluxo do gás através dela.[0074] If the lower formation 104b introduces the gas 106, the presence of the internal riser column 326 in at least the upper portion of the external riser column 327 can serve to increase the pressure rating of the concentric riser column 325 due to the reduced diameter of the inner riser column. The wall thickness of the inner riser can also be increased relative to the outer riser. Additionally, the inner annular column 305i may also serve as a throttled passage to limit the flow of gas therethrough.

[0075] As Figuras 6A e 6B ilustram um sistema de perfuração marí timo 401, de acordo com outra modalidade da presente invenção. O sistema de perfuração 401 pode incluir a MODU 1m, a sonda 1r, o sistema de manipulação de fluido 401h, um sistema de transporte de fluido sem tubo ascendente 401t e um PCA sem tubo ascendente 401p. O sistema de perfuração 401 pode utilizar o fluido de içamento 460, tal como um gás (isto é nitrogênio) ou mistura gasosa (isto é, névoa ou espuma).[0075] Figures 6A and 6B illustrate a marine drilling system 401, in accordance with another embodiment of the present invention. The drilling system 401 may include the MODU 1m, the rig 1r, the fluid handling system 401h, a fluid transport system without riser 401t and a PCA without riser 401p. Drilling system 401 may utilize lifting fluid 460, such as a gas (i.e., nitrogen) or gas mixture (i.e., mist or foam).

[0076] O sistema de manipulação de fluido 401h pode incluir a bomba de lama 30d, um recipiente de içamento 431, um separador de fluido, tal como um separador de lama e gás 432, a peneira oscilante 33, o fluxímetro 34d, uma válvula de controle de fluxo 433, um ou mais sensores de pressão 35d, 435b,t, um compressor de transferência 437 e uma unidade de produção de nitrogênio (NPU) 438. A NPU 438 pode incluir um compressor de ar, um resfriador, um desembaçador, um aquecedor, um filtro de particulado, uma membrana e um compressor auxiliar. O compressor de ar pode receber o ar ambiente e descarregar ar comprimido para o resfriador. O resfriador, o desembaçador e o aquecedor podem condicionar o ar para o tratamento pela membrana. A membrana pode incluir fibras ocas que permitem que o oxigênio e o vapor de água permeiem por uma parede da fibra e conduzam o nitrogênio através da fibra. Uma sonda de oxigênio (não mostrada) pode monitorar e garantir que o nitrogênio produzido satisfaça uma pureza predeterminada. O compressor auxiliar pode comprimir o nitrogênio que sai da membrana para armazenamento no tanque de içamento 431.[0076] The fluid handling system 401h may include the slurry pump 30d, a lifting vessel 431, a fluid separator such as a slurry and gas separator 432, the oscillating screen 33, the flow meter 34d, a valve control unit 433, one or more pressure sensors 35d, 435b,t, a transfer compressor 437, and a nitrogen production unit (NPU) 438. The NPU 438 may include an air compressor, a cooler, a demister , a heater, a particulate filter, a membrane and an auxiliary compressor. The air compressor can take in ambient air and discharge compressed air to the cooler. Cooler, demister and heater can condition air for membrane treatment. The membrane may include hollow fibers that allow oxygen and water vapor to permeate through a fiber wall and drive nitrogen through the fiber. An oxygen probe (not shown) can monitor and ensure that the nitrogen produced meets a predetermined purity. The auxiliary compressor can compress the nitrogen leaving the membrane for storage in the 431 lift tank.

[0077] Cada sensor de pressão 35d, 435b,t pode ficar em comuni cação de dados com o PLC 75. O sensor de pressão 435t pode ser conectado no tanque de içamento 431. O PLC 75 pode monitorar a pressão no tanque de içamento 431 e ativar a NPU 438 caso o tanque de içamento precise de carregamento. O sensor de pressão 435b pode ser conectado na linha de içamento 27 a jusante da válvula de controle de fluxo 433. A válvula de controle de fluxo 433 pode ser conectada em uma saída do tanque de içamento 431 e a linha de içamento 27 pode ser conectada na válvula de controle de fluxo. A linha de içamento 27 pode se estender da MODU 1m para um piano de válvulas de mistura 440 do PCA 401p. O PLC 75 pode monitorar e controlar a taxa de fluxo do fluido de içamento 460b transportado através da linha de içamento 27 usando a válvula de controle de fluxo 433. A válvula de controle de fluxo 433 pode incluir um orifício ajustável ou gargalo Venturi e um atu- ador para ajustar o orifício/gargalo. O atuador pode ser operado pelo PLC 75 através da comunicação hidráulica com a HPU. Alternativamente, o atuador pode ser elétrico ou pneumático. O tanque de iça- mento 431 pode ser mantido em uma pressão suficientemente maior do que a pressão do piano de válvulas de mistura 440 para o fluxo sônico através da válvula de controle de fluxo 433. O PLC 75 pode então calcular a taxa de fluxo de massa do fluido de içamento 460b usando a área do orifício/gargalo da válvula de controle de fluxo 433.[0077] Each pressure sensor 35d, 435b,t can be in data communication with the PLC 75. The pressure sensor 435t can be connected to the hoist tank 431. The PLC 75 can monitor the pressure in the hoist tank 431 and activate NPU 438 in case the hoist tank needs charging. Pressure sensor 435b can be connected to lift line 27 downstream of flow control valve 433. Flow control valve 433 can be connected to an outlet of lift tank 431 and lift line 27 can be connected on the flow control valve. Lifting line 27 can extend from MODU 1m to a 440 mixing valve piano of PCA 401p. The PLC 75 can monitor and control the flow rate of the 460b lifting fluid carried through the hoist line 27 using the 433 flow control valve. The 433 flow control valve may include an adjustable orifice or Venturi neck and an actuator. - love to adjust the hole/neck. The actuator can be operated by the PLC 75 through hydraulic communication with the HPU. Alternatively, the actuator can be electric or pneumatic. The lift tank 431 can be maintained at a pressure sufficiently greater than the plane pressure of mixing valves 440 for sonic flow through the flow control valve 433. The PLC 75 can then calculate the flow rate of mass of lifting fluid 460b using the orifice/neck area of the flow control valve 433.

[0078] O sistema de transporte de fluido sem tubo ascendente 401t pode incluir a coluna de perfuração 10, a linha de içamento 27 e a linha de retorno 28. O PCA sem tubo ascendente 401p pode incluir o adaptador da cabeça de poço 40, um ou mais cruzamentos de fluxo 41u,b, um ou mais conjuntos de preventores (BOPs) 42a,u,b, o RCD 243, a câmara estanque de controle 76, um ou mais acumuladores (não mostrados), um fluxímetro submarino 434, um “restringidor” submarino 436 e o piano de válvulas de mistura 440. Alternativamente, o RCD 43 pode ser usado ao invés do RCD 243.[0078] The riserless fluid transport system 401t may include the drill string 10, the hoist line 27 and the return line 28. The riserless PCA 401p may include the wellhead adapter 40, a or more flow crossings 41u,b, one or more sets of preventers (BOPs) 42a,u,b, the RCD 243, the watertight control chamber 76, one or more accumulators (not shown), a subsea flow meter 434, a subsea “restrictor” 436 and valve piano mixing 440. Alternatively, the RCD 43 can be used instead of the RCD 243.

[0079] O fluxímetro submarino 434, o “restringidor” submarino 436 e os sensores de pressão 447a,b podem ser montados como parte do piano de válvulas de mistura 440. O fluxímetro submarino 434 pode ser um fluxímetro de massa, tal como um fluxímetro Coriolis e pode ficar em comunicação de dados com o PLC 75 através da câmara estanque 76 e o umbilical 70. O fluxímetro submarino 434 pode ficar localizado no piano de válvulas de mistura 440 adjacente à saída do RCD e pode ser operável para monitorar a taxa de fluxo dos retornos 60r. O “restringidor” submarino 436 pode ficar localizado no piano de válvulas de mistura 440 entre o fluxímetro submarino 434 e a linha de içamento 27. O “restringi- dor” submarino 436 pode ser fortificado para operar em um ambiente onde os retornos 60r podem incluir sólidos, tal como cascalhos. O “res- tringidor” submarino 436 pode incluir um atuador hidráulico operado pela HPU do PLC (através da câmara estanque 76 e o umbilical 70) para manter a contrapressão na cabeça de poço 50.[0079] Subsea flowmeter 434, subsea “restrictor” 436 and pressure sensors 447a,b may be mounted as part of mixing valve plane 440. Subsea flowmeter 434 may be a mass flowmeter, such as a flowmeter Coriolis and can be in data communication with the PLC 75 through the watertight chamber 76 and the umbilical 70. The subsea flowmeter 434 can be located on the mixing valve plane 440 adjacent to the RCD outlet and can be operable to monitor the flow rate. 60r returns flow. Subsea “restrictor” 436 may be located on mixing valve plane 440 between subsea flowmeter 434 and hoist line 27. Subsea “restrictor” 436 may be fortified to operate in an environment where 60r returns may include solids such as gravel. Subsea "restrictor" 436 may include a hydraulic actuator operated by the PLC's HPU (via the watertight chamber 76 and umbilical 70) to maintain back pressure at wellhead 50.

[0080] Alternativamente, um fluxímetro volumétrico submarino pode ser usado no lugar do fluxímetro de massa. Alternativamente, o atuador do restringidor pode ser elétrico ou pneumático. Alternativamente, o “restringidor” 36 da MODU pode ser usado ao invés do “restringidor” submarino 436.[0080] Alternatively, a subsea volumetric flowmeter can be used in place of the mass flowmeter. Alternatively, the restrictor actuator may be electrical or pneumatic. Alternatively, the MODU “restrictor” 36 can be used instead of the submarine “restrictor” 436.

[0081] O piano de válvulas de mistura 440 pode ser conectada na saída do RCD, na linha de içamento 27 e na linha de retorno 28. Os sensores de pressão 447a,b podem ficar localizados no piano de válvulas de mistura 440 em uma posição montando o “restringidor” submarino 436. Cada sensor de pressão 447a pode ficar em comunicação de dados com o PLC 75 através da câmara estanque 76 e o umbilical 70. A linha de retorno 28 pode se estender do piano de válvulas de mistura 440 para uma entrada do MGS 432 a bordo da MODU 1m. O MGS 432 pode ser vertical, horizontal ou centrífugo e pode ser operável para separar o fluido de içamento 460b da mistura de retorno 460m. O fluido de içamento 460b separado pode ser suprido para uma entrada do compressor auxiliar 437. O compressor auxiliar 437 pode descarregar o fluido de içamento 460b separado para o recipiente de içamento 431. Alternativamente, o fluido de içamento separado pode ser queimado ou ventilado para a atmosfera. Os retornos 60r separados podem ser supridos para a peneira oscilante 33.[0081] Mixing valve piano 440 can be connected to RCD outlet, lifting line 27 and return line 28. Pressure sensors 447a,b can be located on mixing valve plane 440 in a position mounting the subsea “restrictor” 436. Each pressure sensor 447a can be in data communication with the PLC 75 through the watertight chamber 76 and the umbilical 70. The return line 28 can extend from the mixing valve plane 440 to a entry of the MGS 432 aboard the MODU 1m. The MGS 432 can be vertical, horizontal or centrifugal and can be operable to separate the 460b lifting fluid from the 460m return mixture. Separate lifting fluid 460b may be supplied to an inlet of auxiliary compressor 437. Auxiliary compressor 437 may discharge separate lifting fluid 460b into lifting vessel 431. Alternatively, separate lifting fluid may be flared or vented to the atmosphere. Separate returns 60r can be supplied to oscillating screen 33.

[0082] A operação de perfuração conduzida usando o sistema de perfuração 401 pode ser similar a essa conduzida usando o sistema de perfuração 1, exceto pelo fluido de içamento gasoso 460b, as trajetórias de fluxo do fluido de içamento 460b e a mistura de retorno 460m e a monitoração do equilíbrio de massa pelo PLC 75. Os retornos 60r podem fluir do furo do poço 100, através da cabeça de poço 50 e para dentro do PCA 401p. Os retornos 60r podem continuar através do PCA 401p e ser desviados pelo RCD 243 para uma saída do mesmo. Os retornos 60r podem continuar através do fluxímetro de massa submarino 434 e o “restringidor” submarino 436 e para dentro de uma câmara de mistura do piano de válvulas 440. Desde que a taxa de fluxo de massa dos retornos 60r pode ser medida a montante da mistura, a necessidade da taxa de fluxo do fluido de içamento para o PLC 75 executar o equilíbrio de massa pode ser eliminada.[0082] The drilling operation conducted using the drilling system 401 may be similar to that conducted using the drilling system 1, except for the gaseous lifting fluid 460b, the lifting fluid flow paths 460b and the return mixture 460m and the monitoring of mass balance by the PLC 75. Returns 60r can flow from the wellbore 100, through the wellhead 50 and into the PCA 401p. Returns 60r may continue through PCA 401p and be diverted by RCD 243 to an output thereof. Returns 60r may continue through subsea mass flow meter 434 and subsea “restrictor” 436 and into a mixing chamber of valve piano 440. Since the mass flow rate of returns 60r can be measured upstream of the mixing, the need for the lifting fluid flow rate for the PLC 75 to perform mass balance can be eliminated.

[0083] O fluido de içamento 460b pode ser injetado na linha de iça- mento 27 do recipiente de içamento 431. O fluido de içamento 460b pode continuar através da válvula de contrapressão 46 e pode misturar com os retornos 60r no piano de válvulas de mistura 440, dessa forma formando a mistura de retorno 460m. A mistura de retorno 460m pode fluir para cima da linha de retorno 28 para o MGS 432 para sua reciclagem.[0083] Lifting fluid 460b may be injected into lifting line 27 of lifting vessel 431. Lifting fluid 460b may continue through back pressure valve 46 and may mix with returns 60r in the mixing valve plane 440, thus forming the 460m return mixture. The 460m return mixture can flow up the return line 28 to the MGS 432 for recycling.

[0084] Alternativamente, a linha de içamento 27 pode ser conectada na linha de retorno 28 em vários pontos ao longo dela para a localização seletiva da mistura (Figura 5). Alternativamente, uma coluna de ascensão pode ser adicionado no sistema de perfuração 401 para fluido de barreira (Figura 1B). Alternativamente, uma coluna de ascensão pode ser adicionado no sistema de perfuração 401, no RCD 243 localizado no UMRP e o fluido de içamento 460b injetado para baixo da coluna de ascensão ao invés de na linha de içamento 27 para mistura de fluxo contrário (Figura 3B). Nessa alternativa de fluxo contrário, a mistura 460m fluiria através do fluxímetro submarino 434 e “restringidor” 436 ao invés dos retornos 60r. Alternativamente, o fluido de içamento 60b pode ser usado com o sistema de perfuração 401 ao invés do fluido de iça- mento 460b.[0084] Alternatively, the hoist line 27 may be connected to the return line 28 at various points along it for selective mixing (Figure 5). Alternatively, a riser can be added to the 401 drilling system for barrier fluid (Figure 1B). Alternatively, a riser can be added to the drill system 401, the RCD 243 located on the UMRP and lifting fluid 460b injected down the riser rather than into the lift line 27 for backflow mixing (Figure 3B). ). In this counterflow alternative, the 460m mixture would flow through the subsea flowmeter 434 and “restrictor” 436 instead of the 60r returns. Alternatively, lifting fluid 60b can be used with drilling system 401 in place of lifting fluid 460b.

[0085] A Figura 6C ilustra um lubrificante 450 para uso com o sis tema de perfuração 401. O PCA 401p pode ainda incluir o lubrificante 450 conectado no topo do RCD 243, tal como por uma conexão com flange. O lubrificante 450 pode incluir uma válvula de fechamento 451, um alojamento de ferramenta 452, um cruzamento de fluxo 453, uma cabeça de vedação 454 e um guia de aterrissagem 455. Os componentes do lubrificante 451 a 455 podem incluir, cada um, um alojamento tendo um furo longitudinal através deles e podem ser conectados, cada um, tal como por flanges, tal que um furo contínuo é mantido através deles. O furo pode ter diâmetro contínuo livre, correspondendo com o diâmetro contínuo livre da cabeça de poço 50. O alojamento de ferramenta 452 pode ter um comprimento correspondendo com um comprimento combinado do BHA 10b e o conjunto de mancal do RCD 243r. A cabeça de vedação 454 pode ser similar à cabeça de vedação 352. Um ramal do cruzamento de fluxo 453 pode ser conectado em um tanque de refugo ou equipamento de tratamento de refugo (não mostrado) a bordo da MODU 1m por uma linha de refugo 428. Uma válvula de fechamento 445 pode ser disposta na linha de refugo 428.[0085] Figure 6C illustrates a lubricant 450 for use with the drilling system 401. The PCA 401p may further include the lubricant 450 connected to the top of the RCD 243, such as by a flanged connection. Lubricant 450 may include a shutoff valve 451, tool housing 452, flow crossover 453, seal head 454, and landing guide 455. Lubricant components 451 through 455 may each include a housing. having a longitudinal hole through them and may each be connected, such as by flanges, such that a continuous hole is maintained through them. The hole may have a continuous free diameter corresponding to the continuous free diameter of the wellhead 50. Tool housing 452 may have a length corresponding to a combined length of the BHA 10b and the bearing assembly of the RCD 243r. The seal head 454 may be similar to the seal head 352. A cross-flow branch 453 may be connected to a waste tank or waste treatment equipment (not shown) on board the MODU 1m by a waste line 428 A shut-off valve 445 may be arranged in the refuse line 428.

[0086] Cada válvula de fechamento 445, 451 pode ser automati zada e ter um atuador hidráulico operável pela câmara estanque de controle 76 através de um tubo de ponte 470. Alternativamente, os atuado- res de válvula podem ser elétricos ou pneumáticos. A válvula da linha de refugo 445 pode ficar normalmente fechada e a válvula do alojamento 451 pode ficar normalmente aberta durante a operação de perfuração. A cabeça de vedação 454 pode ser normalmente desengatada do tubo de perfuração 10p durante a operação de perfuração. O pistão da cabeça de vedação pode também ser operado pela câmara estanque de controle 76 através do tubo de ponte 470.[0086] Each shut-off valve 445, 451 may be automated and have a hydraulic actuator operable by the sealed control chamber 76 via a bridge tube 470. Alternatively, the valve actuators may be electric or pneumatic. The refuse line valve 445 can be normally closed and the housing valve 451 can be normally open during the drilling operation. The sealing head 454 can normally be disengaged from the drill pipe 10p during the drilling operation. The seal head piston may also be operated by the control chamber 76 through the bridge tube 470.

[0087] O lubrificante 450 pode ser usado para lavar o BHA 10b e o conjunto de mancal 243r durante a manobra da coluna de perfuração para a MODU 1m depois que a perfuração da formação inferior 104b foi concluída ou se a manutenção do BHA 10b ou RCD 243 precisa ser executada. A coluna de perfuração 10 pode ser recuperada do furo do poço 100 até que o BHA 10b alcance o PCA 401p. Depois que o BHA 10b está próximo do RCD 243, o conjunto de mancal 243r pode ser solto do alojamento do RCD. O BHA 10b pode então transportar o conjunto de mancal 243r à medida que a recuperação da coluna de perfuração 10 continua. Depois que o BGA 10b e o conjunto de mancal 243r estão localizados no alojamento da ferramenta 452, a válvula de fechamento do alojamento 451 pode ser fechada, a cabeça de vedação 454 engatada com o tubo de perfuração 10p e a válvula da linha de refugo 445 aberta.[0087] Lubricant 450 can be used to flush the BHA 10b and bearing assembly 243r during drill string to MODU 1m after drilling of bottom formation 104b has been completed or if maintenance of the BHA 10b or RCD 243 needs to be executed. The drillstring 10 can be retrieved from the wellbore 100 until the BHA 10b reaches PCA 401p. After the BHA 10b is close to the RCD 243, the bearing assembly 243r can be detached from the RCD housing. The BHA 10b can then carry the bearing assembly 243r as recovery of the drill string 10 continues. After BGA 10b and bearing assembly 243r are located in tool housing 452, housing shutoff valve 451 can be closed, seal head 454 engaged with drill pipe 10p and scrap line valve 445 open.

[0088] O fluido de lavagem 460w pode ser bombeado para baixo da coluna de perfuração 10 e sair na broca 15. O fluido de lavagem 460w pode ser compatível com o ambiente, tais como água do mar, inibidor de hidratos ou uma mistura dos dois. O fluido de lavagem 460w pode descarregar o fluido de perfuração 60d da coluna de perfuração 10 e lavar o resíduo de retorno do BHA 10b e do conjunto de mancal 243r. O fluido de lavagem gasto 461w pode ser descarregado do alojamento da ferramenta 452 para dentro da linha de refugo 428 através do ramal de cruzamento de fluxo. O fluido de lavagem gasto 461w pode continuar para a MODU 1m através da linha de refugo 428 para tratamento ou descarte. Depois que a operação de lavagem está completa, a cabeça de vedação 454 pode ser desengatada do tubo de perfuração 10p e a válvula da linha de refugo 445 fechada. A recuperação da coluna de perfuração 10 para a MODU 1m pode então continuar.[0088] The 460w wash fluid can be pumped down the drill string 10 and out of the bit 15. The 460w wash fluid can be compatible with the environment, such as sea water, hydrate inhibitor or a mixture of the two . Flushing fluid 460w can discharge drilling fluid 60d from drill string 10 and wash return residue from BHA 10b and bearing assembly 243r. Spent flushing fluid 461w may be discharged from tool housing 452 into refuse line 428 through the cross-flow branch. Spent flushing fluid 461w can continue to the MODU 1m through the waste line 428 for treatment or disposal. After the flushing operation is complete, the sealing head 454 can be disengaged from the drill pipe 10p and the waste line valve 445 closed. Recovery from drillstring 10 to MODU 1m can then continue.

[0089] Alternativamente, a válvula de fechamento do alojamento 451 pode ser omitida e um dos BOPs 42a,u,b fechado ao invés de lavar o BHA.[0089] Alternatively, the housing shut-off valve 451 can be omitted and one of the BOPs 42a,u,b closed instead of flushing the BHA.

[0090] A Figura 6D ilustra um PCA 471p alternativo para uso com o sistema de perfuração 401. O PCA 471p pode ser similar ao PCA 401p, exceto que as localizações do “restringidor” submarino 436 e fluxímetro submarino 434 no piano de válvulas de mistura 440 foram trocadas e uma linha de desvio do “restringidor” foi conectada no piano de válvulas de mistura 447a e cruzamentos de fluxo 41u,b.[0090] Figure 6D illustrates an alternative PCA 471p for use with the 401 drilling system. The PCA 471p may be similar to the PCA 401p, except that the subsea “restrictor” 436 and subsea flowmeter 434 locations on the mixing valve plan 440 were changed and a bypass line from the “restrictor” was connected to the mixing valve plane 447a and flow crossovers 41u,b.

[0091] As Figuras 7A e 7B ilustram um sistema de perfuração marí timo, de acordo com outra modalidade da presente invenção. O sistema de perfuração 501 pode incluir a MODU 1m, a sonda 1r, o sistema de manipulação de fluido 501h, um sistema de transporte de fluido 501t e um PCA 501p. O sistema de manipulação de fluido 501h pode incluir as bombas 30b,d,t, os tanques de fluido 31b,d, a centrífuga 32, a peneira oscilante 33, o sensor de pressão 35d e uma linha de retorno 528. Uma primeira extremidade da linha de retorno 528 pode ser conectada em uma saída do desviador 21 e uma segunda extremidade da linha de retorno 528 pode ser conectada em uma entrada da peneira oscilante 33.[0091] Figures 7A and 7B illustrate a marine drilling system, according to another embodiment of the present invention. The drilling system 501 may include the MODU 1m, the rig 1r, the fluid handling system 501h, a fluid transport system 501t and a PCA 501p. The fluid handling system 501h may include pumps 30b,d,t, fluid tanks 31b,d, centrifuge 32, oscillating screen 33, pressure sensor 35d and a return line 528. return line 528 can be connected to an output of diverter 21 and a second end of return line 528 can be connected to an inlet of oscillating screen 33.

[0092] O PCA 501p pode incluir o adaptador da cabeça de poço 40, os cruzamentos de fluxo 41u,b, um cruzamento de fluxo 541, os BOPs 42a,u,b, o RCD 243, a câmara estanque de controle 76, os acumuladores, o LMRP, um fluxímetro submarino 434, um “restringidor” submarino 436, um carretel de desvio 540 e o receptor 546. Alternativamente, o RCD 43 pode ser usado ao invés do RCD 243. O sistema de transporte de fluido 501t pode incluir a coluna de perfuração 10, o UMRP 20, a coluna de ascensão submarino 25 e a linha de içamento 27.[0092] The PCA 501p can include the wellhead adapter 40, the flow crossings 41u,b, a flow crossing 541, the BOPs 42a,u,b, the RCD 243, the control chamber 76, the accumulators, the LMRP, a subsea flowmeter 434, a subsea “restrictor” 436, a bypass spool 540 and the receiver 546. Alternatively, the RCD 43 may be used in place of the RCD 243. The fluid transport system 501t may include drill string 10, UMRP 20, subsea riser 25 and hoist line 27.

[0093] O cruzamento de fluxo 541 pode ser conectado no receptor 546 e em uma extremidade superior do RCD 243. A linha de desvio 540 pode ser conectada na saída do RCD e em um ramal do cruzamento de fluxo 541. Uma extremidade inferior da linha de içamento 27 pode também ser conectada em um ramal do cruzamento de fluxo 541. Os sensores de pressão 447a,b podem ficar localizados na linha de desvio 540 em uma posição montando o “restringidor” submarino 436. Cada sensor de pressão 447a pode ficar em comunicação de dados com o PLC 75 através da câmara estanque 76 e o umbilical 70. O fluxímetro submarino 434, o “restringidor” submarino 436 e os sensores de pressão 447a,b podem ser montados como parte da linha de desvio 540. O fluxímetro submarino 434 pode ficar localizado na linha de desvio 540 adjacente à saída do RCD e pode ser operável para monitorar a taxa de fluxo dos retornos 60r. O “restringidor” submarino 436 pode ficar localizado na linha de desvio a jusante do fluxímetro 434.[0093] Flow crossover 541 can be connected to receiver 546 and an upper end of RCD 243. Bypass line 540 can be connected to output of RCD and a branch of flow crossover 541. A lower end of the line hoist 27 may also be connected to a branch of flow crossing 541. Pressure sensors 447a,b may be located on bypass line 540 in a position mounting subsea "restrictor" 436. Each pressure sensor 447a may be located in data communication with the PLC 75 through the watertight chamber 76 and the umbilical 70. The subsea flowmeter 434, the subsea “restrictor” 436 and the pressure sensors 447a,b can be mounted as part of the bypass line 540. The subsea flowmeter 434 may be located on bypass line 540 adjacent to the RCD outlet and may be operable to monitor the flow rate of returns 60r. Subsea “restrictor” 436 may be located on the bypass line downstream of flowmeter 434.

[0094] Alternativamente, as localizações do fluxímetro 434 e “res- tringidor” 436 no carretel de desvio 540 podem ser trocadas. Alternativamente, um fluxímetro volumétrico submarino pode ser usado ao invés do fluxímetro de massa. Alternativamente, o atuador do restringidor pode ser elétrico ou pneumático. Alternativamente, o “restringidor” 36 da MODU pode ser usado no lugar do “restringidor” submarino 436.[0094] Alternatively, the locations of the flowmeter 434 and “restrictor” 436 on the bypass spool 540 may be interchanged. Alternatively, a subsea volumetric flowmeter can be used instead of a mass flowmeter. Alternatively, the restrictor actuator may be electrical or pneumatic. Alternatively, the MODU “restrictor” 36 can be used in place of the submarine “restrictor” 436.

[0095] A operação de perfuração conduzida usando o sistema de perfuração 501 pode ser similar a essa conduzida usando o sistema de perfuração 1, exceto pelas trajetórias de fluxo do fluido de içamento 60b e da mistura de retorno 60m e a monitoração do equilíbrio de massa pelo PLC 75. Os retornos 60r podem fluir do furo do poço 100, através da cabeça de poço 50 e para dentro do PCA 501p. Os retornos 60r podem continuar através do PCA 501p e ser desviados pelo RCD 243 para dentro da linha de desvio 540. Os retornos 60r podem continuar através do fluxímetro de massa submarino 434 e o “restringidor” submarino 436 e sair da linha de desvio dentro da porção superior do PCA 501p. Desde que a taxa de fluxo de massa dos retornos 60r pode ser medida a montante da mistura, a necessidade da taxa de fluxo do fluido de içamento para o PLC 75 executar o equilíbrio de massa pode ser eliminada.[0095] The drilling operation conducted using the drilling system 501 may be similar to that conducted using the drilling system 1, except for the flow paths of the lifting fluid 60b and the return mixture 60m and the monitoring of the mass balance by PLC 75. Returns 60r can flow from well bore 100, through wellhead 50 and into PCA 501p. Returns 60r may continue through PCA 501p and be bypassed by RCD 243 into bypass line 540. Returns 60r may continue through subsea mass flow meter 434 and subsea “restrictor” 436 and exit the bypass line within the upper portion of the PCA 501p. Since the mass flow rate of the returns 60r can be measured upstream of the mixture, the need for the flow rate of lifting fluid for the PLC 75 to perform mass balance can be eliminated.

[0096] O fluido de içamento 60b pode ser injetado na linha de iça- mento 27 pela bomba aspirante 30b. O fluido de içamento 60b pode continuar através da válvula de contrapressão 46 e pode misturar com os retornos 60r na porção superior do PCA, dessa maneira formando a mistura de retorno 60m. A mistura de retorno 60m pode fluir para cima da coluna de ascensão 25 para o desviador 21. A mistura de retorno 60m pode fluir para dentro da linha de retorno 528 através da saída do desviador. Os retornos podem continuar para a peneira oscilante 33 e ser processados por meio dela para remover os cascalhos.[0096] Lifting fluid 60b can be injected into lifting line 27 by suction pump 30b. Lifting fluid 60b may continue through back pressure valve 46 and may mix with returns 60r in the upper portion of the PCA, thereby forming return mixture 60m. Return mixture 60m may flow upwards from riser 25 to diverter 21. Return mixture 60m may flow into return line 528 through the diverter outlet. The returns may continue to the oscillating screen 33 and be processed therethrough to remove the cuttings.

[0097] Alternativamente, a linha de içamento 27 pode ser conectada na coluna de ascensão 25 em vários pontos ao longo dela para a localização seletiva da mistura (Figura 5). Alternativamente, o piano de válvulas de mistura 440 e a linha de retorno 28 podem ser usadas ao invés da linha de retorno 528 e do carretel de desvio 540 e da coluna de ascensão 25 usados para o fluido de barreira (Figura 1B) ou omitidos. Alternativamente, o RCD 243 pode ficar localizado no UMRP e o fluido de içamento 60b injetado para baixo da coluna de ascensão 25 ao invés da linha de içamento 27 para mistura em fluxo contrário (Figura 3B). Nessa alternativa de fluxo contrário, a mistura 60m fluiria através do fluxímetro submarino 434 e “restringidor” 436 ao invés dos retornos 60r.[0097] Alternatively, the hoist line 27 may be connected to the riser column 25 at various points along it for selective mixing (Figure 5). Alternatively, mixing valve plane 440 and return line 28 may be used instead of return line 528 and bypass spool 540 and riser 25 used for barrier fluid (Figure 1B) or omitted. Alternatively, the RCD 243 can be located in the UMRP and the lifting fluid 60b injected down the riser column 25 instead of the lift line 27 for backflow mixing (Figure 3B). In this counterflow alternative, the 60m mixture would flow through the subsea flowmeter 434 and “restrictor” 436 instead of the 60r returns.

[0098] Alternativamente, o fluxímetro submarino 434 e/ou “restringi- dor” submarino 436 pode ser usado em qualquer um dos outros sistemas de perfuração 1, 201, 301, ao invés do fluxímetro 34r da MODU respectiva e/ou “restringidor” 36 da MODU. Alternativamente, o fluido de içamento gasoso 460b pode ser usado em qualquer um dos outros sistemas de perfuração 1, 201, 301, 501, ao invés do fluido de içamento 60b.[0098] Alternatively, the subsea flowmeter 434 and/or subsea “restrictor” 436 can be used in any of the other drilling systems 1, 201, 301, instead of the flowmeter 34r of the respective MODU and/or “restrictor” 36 of the MODU. Alternatively, the gaseous lifting fluid 460b can be used in any of the other drilling systems 1, 201, 301, 501, in place of the lifting fluid 60b.

[0099] Embora o precedente seja direcionado para modalidades da presente invenção, outras modalidades e adicionais da invenção podem ser planejadas sem se afastar do seu escopo básico e o seu escopo é determinado pelas reivindicações que seguem.[0099] While the foregoing is directed to embodiments of the present invention, other and additional embodiments of the invention may be devised without departing from its basic scope and its scope is determined by the claims that follow.

Claims

1. Method of drilling a subsea well hole (100), characterized in that it comprises: drilling the well hole by injecting drilling fluid (60d) through a tubular string (10) extended into the well hole from an offshore drilling unit (ODU) (1m) and rotating a drill bit (15) arranged at the bottom of the tubular string, in which: the drilling fluid leaves the drill bit and transports the cuttings from the drill, and returns (60r ) flow to a seafloor (2f) through the annular column (105) defined by an outer surface of the tubular string and an inner surface of the wellbore, and while drilling the wellbore: mixing the lifting fluid (60b) with returns at a flow rate proportional to the flow rate of the drilling fluid, thus forming a return mixture (60m), in which: the lifting fluid has a density lower than the density of the drilling fluid, the return mix has a lower density than the flu After drilling, returns flow from the seafloor through a subsea wellhead (50) and to a pressure control assembly (PCA) (1p) connected to the subsea wellhead, a subsea riser (25) is connected to the PCA and connected to the ODU by an upper subsea riser (UMRP) package (20), the lifting fluid is mixed with the returns by injection into the UMRP and down the subsea riser column, and the mixture return flows to the ODU through a return line (28); measure the flow rate of returns or the return mix; and comparing the measured flow rate with the flow rate of the drilling fluid to ensure control of a formation being drilled.

2. Method according to claim 1, characterized in that: the submarine ascent column is an external ascent column, an internal ascent column is arranged in the external ascent column and extends from the UMRP to the PCA to the along at least a portion of the outer riser, the lifting fluid is conveyed downward in an outer annular column formed between the ascending columns, the lifting fluid is mixed with the returns on a shoe of the inner riser, and the return line is an inner annular column formed between the inner riser column and the tubular column.

3. Method, according to claim 2, characterized in that it further comprises selectively locating the internal ascent column shoe along the external ascent column.

4. Method according to any one of claims 1 to 3, characterized in that: the measured flow rate is the return mixture flow rate, the flow rate is measured using a mass flowmeter located on board of the ODU, and the lifting fluid flow rate is included in the comparison.

5. Method according to any one of claims 1 to 4, characterized in that: the returns or the return mixture flows through a variable back pressure valve, and the method further comprises adjusting the variable back pressure valve in response to comparison.

6. Method according to claim 5, characterized in that it further comprises adjusting the flow rate of the lifting fluid in response to the comparison.

7. Method according to claim 1, characterized in that: the drilling fluid is mud, and the lifting fluid is a mud base liquid.

8. Method according to claim 7, characterized in that: the sludge is oil-based, and the method further comprises separating the return mixture into slurry and base oil and recycling the separate sludge and base oil while drilling the well hole.

9. Method according to any one of claims 1 to 8, characterized in that: the density of the lifting fluid is less than the density of seawater, and the density of the return mixture corresponds to the density of the sea water.